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Medición de procesos
Instrumentación
PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
PRIMERA EDICIÓN, MAYO DE 1993
REAFIRMADO, FEBRERO DE 2007
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Derechos de autor del Instituto Americano del Petróleo
Proporcionado por IHS bajo licencia con API
Licenciatario=S&B Administrative Services/5908955100
No se permite la reproducción ni la creación de redes sin licencia de IHS.
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Medición de procesos
Instrumentación
Departamento de Fabricación, Distribución y Comercialización
PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
PRIMERA EDICIÓN, MAYO DE 1993
REAFIRMADO, FEBRERO DE 2007
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Derechos de autor del Instituto Americano del Petróleo
Proporcionado por IHS bajo licencia con API
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NOTAS ESPECIALES
1. LAS PUBLICACIONES DE API NECESARIAMENTE ABORDAN PROBLEMAS DE CARÁCTER GENERAL
NATURALEZA. CON RESPECTO A CIRCUNSTANCIAS PARTICULARES, LOCALES, ESTATALES,
Y LAS LEYES Y REGLAMENTOS FEDERALES DEBEN REVISARSE.
2. API NO SE COMPROMETE A CUMPLIR CON LAS OBLIGACIONES DE LOS EMPLEADORES, FABRICANTES O
PROVEEDORES DE ADVERTIR Y CAPACITAR Y EQUIPAR ADECUADAMENTE
SUS EMPLEADOS Y OTRAS PERSONAS EXPUESTAS, EN RELACIÓN CON LA SALUD Y
RIESGOS Y PRECAUCIONES DE SEGURIDAD, NI ASUMIR SUS OBLIGACIONES
BAJO LAS LEYES LOCALES, ESTATALES O FEDERALES.
3. INFORMACIÓN SOBRE RIESGOS PARA LA SEGURIDAD Y LA SALUD Y ADECUADA
LAS PRECAUCIONES CON RESPECTO A MATERIALES Y CONDICIONES PARTICULARES DEBEN OBTENERSE
DEL EMPLEADOR, EL FABRICANTE
O PROVEEDOR DE ESE MATERIAL, O LA HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DEL MATERIAL.
4. NADA DE LO CONTENIDO EN CUALQUIER PUBLICACIÓN DE API DEBE INTERPRETARSE COMO
CONCEDER CUALQUIER DERECHO, POR IMPLICACIÓN O DE OTRO MODO, PARA LA FABRICACIÓN, VENTA O
USO DE CUALQUIER MÉTODO, APARATO O PRODUCTO CUBIERTO POR LETRAS PATENTES. TAMPOCO
DEBERÍA CONCEDER NADA DE LO CONTENIDO EN
LA PUBLICACIÓN NO DEBE INTERPRETARSE COMO UN SEGURO PARA CUALQUIER PERSONA CONTRA
RESPONSABILIDAD POR INFRACCIÓN DE PATENTES.
5. GENERALMENTE, LAS NORMAS API SE REVISAN, REVISAN, REAFIRMA O RETIRAN AL MENOS CADA CINCO
AÑOS. EN OCASIONES, SE AÑADE UNA PRÓRROGA ÚNICA DE HASTA DOS AÑOS A ESTA REVISIÓN.
CICLO. ESTA PUBLICACIÓN DEJARÁ DE ESTAR EN VIGOR CINCO AÑOS DESPUÉS DE SU FECHA DE
PUBLICACIÓN COMO ESTÁNDAR API OPERATIVO O, CUANDO
SE HA CONCEDIDO UNA PRÓRROGA, TRAS LA REPUBLICACIÓN. ESTADO DE LA
LA PUBLICACIÓN SE PUEDE CONSULTAR CON EL DEPARTAMENTO DE AUTORÍA DE API [TELÉFONO (202) 682­8000].
UN CATÁLOGO DE PUBLICACIONES DE API Y
MATERIALES SE PUBLICA ANUALMENTE Y SE ACTUALIZA TRIMESTRALMENTE POR API,
1220 L STREET, NO, WASHINGTON, DC 20005.
Copyright © 1993 Instituto Americano del Petróleo
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PREFACIO
Los procedimientos de instalación de los instrumentos contemplados en esta práctica recomendada
Se basan en la experiencia y la evaluación de numerosas instalaciones. Representan las prácticas de instalación que
producen los resultados más precisos y consistentes, y han demostrado ser...
Práctico y seguro.
Las publicaciones de la API pueden ser utilizadas por cualquier persona que desee hacerlo. Se ha hecho todo lo posible.
por el Instituto para asegurar la exactitud y fiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo,
El Instituto no realiza ninguna representación, garantía ni aval en relación con esta publicación y por la presente renuncia
expresamente a cualquier responsabilidad por pérdida o daño resultante de su uso o por la violación de cualquier regulación
federal, estatal o municipal con
con lo cual esta publicación puede entrar en conflicto.
Se invita a realizar sugerencias de revisión, las cuales deberán enviarse al director del Departamento de Fabricación,
Distribución y Comercialización del Instituto Americano del Petróleo, 1220 L.
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Calle, NO, Washington, DC 20005.
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INFORMACIÓN IMPORTANTE SOBRE EL USO DE
AMIANTO O MATERIALES ALTERNATIVOS
El amianto se especifica o se hace referencia a él para ciertos componentes del equipo descrito en
Algunas normas API. Ha sido de gran utilidad para minimizar los riesgos de incendio asociados con el procesamiento
de petróleo. También ha sido un material de sellado universal, compatible.
con la mayoría de los servicios de fluidos de refinación.
El asbesto está asociado con ciertos efectos adversos graves para la salud, entre ellos enfermedades graves y
a menudo fatales como el cáncer de pulmón, la asbestosis y el mesotelioma (un cáncer del pulmón).
revestimientos del pecho y del abdomen). El grado de exposición al asbesto varía según el producto.
y las prácticas laborales involucradas.
Consulte la edición más reciente de la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional
(OSHA), Departamento de Trabajo de EE. UU., Norma de seguridad y salud ocupacional para asbesto, tremolita,
antofilita y actinolita, Código de Regulaciones Federales, Sección 29
1910.1001; la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos, Norma Nacional de Emisiones de Asbesto,
Código de Regulaciones Federales 40 , Secciones 61.140 a 61.156; y la norma de la Agencia de Protección
Ambiental de los Estados Unidos (EPA) sobre requisitos de etiquetado y prohibición gradual de
productos de amianto, publicado en el Registro Federal 54 29460 (12 de julio de 1989).
Actualmente se utilizan y se están desarrollando diversos materiales sustitutos para sustituir el amianto en ciertas
aplicaciones. Se anima a fabricantes y usuarios a desarrollar...
y utilizar materiales sustitutos eficaces que puedan cumplir con las especificaciones y condiciones de funcionamiento.
requisitos del equipo al que se aplicarían.
INFORMACIÓN DE SEGURIDAD Y SALUD CON RESPECTO A ESPECÍFICOS
LOS PRODUCTOS O MATERIALES PUEDEN OBTENERSE DEL EMPLEADOR, EL
FABRICANTE O PROVEEDOR DE ESE PRODUCTO O MATERIAL, O EL
HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DEL MATERIAL.
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CONTENIDO
Página
SECCIÓN 1—GENERAL
1.1 Alcance ...............................................................................................................
1.2 Publicaciones referenciadas ..................................................................................
1
1
2.1 Alcance ...............................................................................................................
2.2 General ................................................................................................................
2.2.1 Categorías .................................................................................................
2.2.2 Práctica de transmisión ...............................................................................
2.2.3 Accesibilidad .............................................................................................
2.2.4 Indicación local ........................................................................................
2.2.5 Vibración ...................................................................................................
2.2.6 Pulsación ...................................................................................................
2.2.7 Purga y sellado ..................................................................................
2.2.8 Tuberías .......................................................................................................
2.3 Dispositivos de medición .....................................................................................
2.3.1 Medidores de presión diferencial ....................................................................
2.3.2 Medidores de área variable ...............................................................................
2.3.3 Caudalímetros magnéticos ...............................................................................
2.3.4 Medidores de turbina ..............................................................................................
2.3.5 Medidores de desplazamiento positivo ..................................................................
2.3.6 Medidores de vórtice ...........................................................................................
2.3.7 Caudalímetros másicos ....................................................................................
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
3
5
7
10
11
12
13
SECCIÓN 3—NIVEL
3.1 Alcance ...............................................................................................................
3.2 General ................................................................................................................
3.2.1 Introducción ..............................................................................................
3.2.2 Accesibilidad .............................................................................................
3.2.3 Legibilidad ...............................................................................................
3.2.4 Conexiones a Buques ..............................................................................
3.2.5 Montaje de múltiples instrumentos .................................................................
3.2.6 Válvulas de bloqueo .............................................................................................
3.2.7 Alivio de tensión ..............................................................................................
3.2.8 Vibración ...................................................................................................
3.2.9 Desagües y respiraderos .......................................................................................
3.3 Indicadores de nivel montados localmente ..............................................................
3.3.1 General .....................................................................................................
3.3.2 Medidores de nivel tubulares ..............................................................................
3.3.3 Cristales de nivel blindados ...........................................................................
3.3.4 Medidores magnéticos ....................................................................................
3.4 Transmisores de nivel .................................................................................................
3.4.1 General .....................................................................................................
3.4.2 Transmisores de desplazamiento .......................................................................
3.4.3 Transmisores de presión diferencial ..........................................................
3.4.4 Transmisores de carga hidrostática .................................................................
3.4.5 Transmisores de nivel nuclear ....................................................................
3.4.6 Transmisores de nivel ultrasónicos ..................................................................
3.4.7 Transmisores de nivel de capacitancia/radiofrecuencia ..................................
3.5 Controladores montados localmente .................................................................
3.5.1 General .....................................................................................................
3.5.2 Controladores de desplazamiento .......................................................................
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17
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20
22
22
24
24
24
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SECCIÓN 2—FLUJO
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Página
3.5.3 Controladores de bola­flotador internos .................................................................
25
3.5.4 Controladores de presión diferencial .............................................................
26
3.6 Interruptores de nivel ................................................................................................
26
3.6.1 General .....................................................................................................
26
3.6.2 Instalación de interruptores de flotador ....................................................................
26
3.6.3 Instalación de otros conmutadores ..................................................................
27
3.6.4 Pruebas ....................................................................................................
3.6.5 Protección contra sobrellenado ....................................................................................
27
3.7 Medición de tanques .................................................................................................
3.8 Accesorios ...................................................................................................
3.8.1 Sellos y purgas ..............................................................................................
3.8.2 Protección contra la intemperie ...................................................................................
27
27
27
27
27
SECCIÓN 4—PRESIÓN
4.1 Alcance ............................................................................................................... 27
4.2 General ................................................................................................................. 27
4.2.1 Introducción .............................................................................................. 27
4.2.2 Práctica de aplicación .................................................................................. 27
4.2.3 Accesibilidad .............................................................................................. 27
4.2.4 Indicación local .............................................................................................. 28
4.2.5 Vibración .................................................................................................... 28
4.2.6 Pulsación .................................................................................................... 28
4.2.7 Purga y sellado ........................................................................................... 28
4.2.8 Tuberías ....................................................................................................... 29
4.2.9 Cerramientos ................................................................................................. 30
4.2.10 Materiales de elementos y casquillos (humedecidos) .................................................... 30
4.3 Manómetros e interruptores de presión .............................................................................. 30
4.3.1 Conexiones ............................................................................................... 30
4.3.2 Soportes ..................................................................................................... 30
4.3.3 Dispositivos de seguridad ................................................................................. 30
4.3.4 Sifones ................................................................................................................ 30
4.3.5 Material y tamaño de la caja .............................................................................. 31
4.4 Transmisores de presión .................................................................................... 31
4.4.1 Conexiones ............................................................................................... 31
4.4.2 Consideraciones de instalación ....................................................................... 31
4.4.3 Transmisores de presión diferencial ........................................................... 31
4.5 Controladores y grabadores montados localmente .................................................. 32
4.5.1 Conexiones ............................................................................................... 32
4.5.2 Soportes ..................................................................................................... 32
4.5.3 Consideraciones de instalación .............................................................. 32
SECCIÓN 5—TEMPERATURA
5.1 Alcance ...............................................................................................................
5.2 Termopozos ................................................................................................
34
5.2.1 General .....................................................................................................
34
5.2.2 Longitud de inserción ..............................................................................
34
5.2.3 Duración de la inmersión ....................................................................................
5.2.4 Materiales ...................................................................................................
34
34
34
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5.2.5 Construcción .............................................................................................
34
5.3 Instrumentos de temperatura con termopar .......................................................
5.3.1 General .....................................................................................................
37
5.3.2 Aplicaciones .............................................................................................
37
5.3.3 Medición de la temperatura de la superficie del tubo ................................................
38
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5.3.4 Medición de la temperatura de la cámara de combustión ................................................. 39
5.3.5 Cables de extensión ....................................................................................... 39
5.3.6 Acondicionamiento de señales .................................................................................. 39
5.3.7 Circuitos de entrada .......................................................................................... 41
5.4 Medición de temperatura de resistencia ................................................................. 41
5.4.1 Aplicación ............................................................................................... 41
5.4.2 Dispositivos de temperatura de resistencia .............................................................. 41
5.4.3 Cables de extensión ....................................................................................... 42
5.4.4 Transmisores de resistencia ................................................................................. 42
5.5 Termómetros de cuadrante para medición de temperatura local .............................. 42
5.6 Instrumentos de temperatura del sistema lleno ....................................................... 42
5.6.1 General ..................................................................................................... 42
5.6.2 Aplicaciones .............................................................................................. 42
5.6.3 Reguladores de temperatura autoactuantes .............................................................. 42
5.6.4 Transmisores de temperatura ......................................................................... 42
5.6.5 Instrucciones de instalación ............................................................................... 42
5.7 Pirómetros de radiación .................................................................................... 42
SECCIÓN 6—PROCESO Y MEDIO AMBIENTE
PROTECCIÓN
6.1 Alcance ............................................................................................................... 43
6.2 General ................................................................................................................. 44
6.3 Sellos ................................................................................................................. 44
6.3.1 Sellos de diafragma .................................................................................... 44
6.3.2 Sellos líquidos ............................................................................................... 45
6.4 Purgas ............................................................................................................... 45
6.4.1 General ..................................................................................................... 45
6.4.2 Fluidos de purga 46 ..............................................................................................
6.4.3 Caudal ....................................................................................................... 46
6.5 Calefacción ................................................................................................................. 48
6.5.1 General ..................................................................................................... 48
6.5.2 Calentamiento con vapor ................................................................................. 49
6.5.3 Calefacción eléctrica ..................................................................................... 52
Cifras
3
1—Boquilla de flujo, tubo Venturi y tubos de flujo .................................................
2—Instalación del tubo de Pitot ....................................................................................
4
3—Medidores de caudal de presión diferencial de acoplamiento cerrado .......................................
6
4—Medidores de caudal de presión diferencial montados remotamente para líquidos y
Servicio de gas ....................................................................................................
8
5—Medidores de caudal de presión diferencial montados de forma remota para vapor o
Servicio de vapor condensable ...........................................................................
9
6—Configuraciones de tuberías de medidores de área variable .................................................
10
7—Conjuntos de mirillas de nivel ...............................................................................
16
8—Disposiciones de montaje de mirillas para recipientes horizontales y para
Medición de interfaz ...................................................................................................
17
9—Calibre magnético típico .................................................................................
18
10—Instrumento de desplazamiento de jaula externa ....................................................
19
11—Controlador de desplazamiento de jaula externa con tubo vertical ..........................
20
12—Pipeta vertical con instrumento de desplazamiento de jaula externa y múltiples
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
Mirillas ................................................................................................................
21
13—Pozo tranquilizador típico .....................................................................................
22
14—Instalaciones típicas de instrumentos de nivel y presión diferencial ................
23
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15—Transmisor de nivel de presión diferencial tipo brida .................................
24
16—Disposición típica para transmisor de nivel nuclear ....................................
25
17—Transmisor de nivel de tipo capacitancia/radiofrecuencia ..............................
25
18—Disposición de interruptores de alarma de nivel alto y bajo con conexión en paralelo
Mirilla de nivel .................................................................................................
26
19—Tuberías para instrumentos de presión que comparten un proceso común
Conexión ...................................................................................................
28
20—Tuberías para manómetros en ambientes pulsantes, corrosivos, de lodos o de congelación
Servicio de fluidos .................................................................................................
28
21—Manómetros soportados por tuberías .............................................................. 29
22—Soportes de calibre montados en campo .................................................................... 30
23—Manómetros con sifón requeridos en servicio de vapor condensable caliente ............ 31
24—Instalación típica de transmisores de presión para gas, líquido y vapor
Servicio ..........................................................................................................
32
25—Esquema para la medición de la diferencia de presión a través de un reactor o
Sección de la Torre ................................................................................................. 33
26—Instalación del termopozo ............................................................................... 35
27—Instalación de termopozos en codo ............................................................... 36
28—Instalación de termopozos en buques y líneas .............................................. 36
29—Conjuntos de termopares con aislamiento mineral y revestimiento metálico .................. 37
30—Conjunto de cabezal y termopar de tipo envainado .................................... 38
31—Conexiones de termopar a conducto .............................................................. 38
32—Termopar de superficie de tubo con borde de cuchilla para tubo calentador .......................... 39
33—Instalaciones típicas de termopares para cámaras de combustión ................................. 40
34—Instalación típica de un pirómetro de radiación ..................................................... 43
35—Sellos para manómetros ................................................................................. 44
36—Diafragma y sistema capilar ................................................................. 45
37—Instalaciones de sellos líquidos ............................................................................... 46
38—Puntos de congelación de mezclas de etilenglicol y agua .................................. 47
39—Instalaciones de purga ....................................................................................... 47
40—Purgas de orificio para caudalímetros ............................................................... 48
41—Trazado de vapor y aislamiento para líneas de instrumentos y manómetros .. 50
42—Trazado y calentamiento con vapor .............................................................................. 51
43—Carcasas de instrumentos .................................................................................... 52
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44—Trazado de vapor y aislamiento para el nivel de desplazamiento externo
Instrumento ....................................................................................................
53
45—Rastreo de vapor típico para transmisor de flujo ..............................................
54
46—Rastreo de vapor típico para transmisor de presión ..........................................
55
47—Rastreo eléctrico típico y envolventes de instrumentos .................................
55
48—Rastreo y aislamiento eléctrico para manómetros ................................
55
49—Rastreo y aislamiento eléctrico para instrumentos de nivel .............................
56
50—Rastreo y aislamiento eléctrico para instrumentos ..............................................
57
Tablas
1—Materiales del termopar y rango de temperatura ..........................................
37
2—Materiales del cable de extensión del termopar ....................................................
41
viii
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Instrumentación de medición de procesos
SECCIÓN 1—GENERAL
1.1 Alcance
Calentadores y generadores de gas inerte” (fuera de
imprimir)
El material de las Secciones 2 a 6 se presentó previamente en
varias secciones de la Parte 1 de la Práctica Recomendada de API
RP 552 Transmisores de señales y suministros de aire (en
prensa)
550, que ya está agotado:
RP 554 Centros de control, instrumentos y control
a. Sección 2—Práctica recomendada 550 del API, Parte I, Sección 1, “Flujo”.
Sistemas (en prensa)
Analizadores de procesos RP 555 (en prensa)
b. Sección 3—Práctica recomendada 550 del API, Parte I, Sección 2, “Nivel”.
Válvulas de compuerta compactas de acero al carbono Std 606 ­ Cuerpo
extendido
c. Sección 4—Práctica recomendada 550 de API, Parte I, Sección 4, “Presión”.
Publ 2218 Prácticas de protección contra incendios en petróleo y
Plantas de procesamiento petroquímico
d. Sección 5—Práctica recomendada 550 de API, Parte I, Sección 3,
RP 2350 Protección contra sobrellenado para almacenamiento de petróleo
Tanques
“Temperatura”.
e. Sección 6—Práctica recomendada 550 del API, Parte I, Sección 8, “Sellos,
Norma 2545 Método de medición de petróleo y petróleo
Productos
purgas y preparación para el invierno”.
Manual de normas de medición del petróleo, Capítulo 4,
Los procedimientos para la instalación de los instrumentos contemplados
“Sistemas de prueba”; Capítulo 5, “Medición”;
En esta práctica recomendada se basan en la experiencia con
Capítulo 6, “Conjuntos de medición”; Capítulo
y evaluación de muchas instalaciones. Representan las prácticas de instalación
7, “Determinación de la temperatura”; Capítulo
que producen la precisión más consistente.
14, “Medición de fluidos de gas natural”, Sección 3,
Los resultados han demostrado ser prácticos y seguros.
“Orificio concéntrico de borde cuadrado”
La protección de procesos y del medio ambiente se cubre de manera
Medidores”, Parte 1, “Ecuaciones generales y pautas de
general en la Sección 6. Cuando sea necesario, se describen casos específicos.
incertidumbre”; Capítulo 18, “Custodia
Transferir"
Los aspectos de la protección del proceso y del medio ambiente se abordan en las
secciones 2 a 5.
ASME2
La medición de tanques está fuera del alcance de la Sección 3. La aplicación
En esa sección se hace referencia a una publicación aplicable.
B16.5 Bridas de tubería y accesorios con bridas
Cuando corresponda, planos de instalación, advertencias
Código de prueba de desempeño PTC 19.3 : medición de temperatura
Se incluyen notas y explicaciones. Válvulas y tuberías que
aseguramiento
Por lo general, se cubren en las normas de tuberías y se han omitido.
ASTM3
de la mayoría de los dibujos de instalación.
STP 470B Manual sobre el uso de termopares en
Medición de temperatura
1.2 Publicaciones referenciadas
NFPA4
La última edición o revisión de las siguientes normas,
70 Código Eléctrico Nacional
Los códigos y especificaciones deberán, en la medida especificada, formar
una parte de esta práctica recomendada:
ANSI1
MC 96.1 Medición de temperatura: termopares
API
1Instituto Nacional Estadounidense de Normas, 11 West 42nd Street, Nueva York,
Nueva York 10036.
RP 550 Manual de Instalación de Instrumentos y Sistemas de Control
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de Refinerías, Parte I, “Proceso
2Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos, 22 Law Drive, Box 2300,
Fairfield, Nueva Jersey 07007­2300.
3Sociedad Americana para Pruebas y Materiales, 1916 Race Street, Filadelfia,
Pensilvania 19103.
Instrumentación y Control”, Sección 7,
“Sistemas de transmisión” (agotado)
RP 550 Manual de Instalación de Instrumentos y Sistemas de Control
4 Asociación Nacional de Protección contra Incendios, 1 Batterymarch Park, PO Box 9101,
de Refinerías, Parte III, “Fuego
Quincy, Massachusetts 02269­9101.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
SECCIÓN 2—FLUJO
2.1 Alcance
En esta sección se analizan las prácticas recomendadas para la instalación
2.2.2 PRÁCTICA DE TRANSMISIÓN
Los hidrocarburos u otros fluidos de proceso no deben transportarse por tuberías.
de los instrumentos de flujo que se utilizan comúnmente en la industria del
a cualquier instrumento ubicado en una sala de control. La práctica estándar en
proceso de refinación para indicar, registrar y transmitir el flujo.
la industria es convertir la medición de caudal en una señal eléctrica o neumática
Mediciones. Los recorridos de los medidores y la medición del flujo de
y transmitirla a un control remoto.
transferencia de custodia se tratan en los capítulos 4, 5, 6 y 18 del API.
instrumentos receptores. También es práctica habitual transmitir
Manual de normas de medición del petróleo.
La medición de caudal en instalaciones locales donde se requerirían tuberías
2.2 General
2.2.1 CATEGORÍAS
largas u otros métodos. Ejemplos
Incluye casos en los que hay sólidos presentes en el fluido del proceso.
causar obstrucciones o en las que las diferencias de elevación podrían provocar
problemas de presión. Aislamiento y calefacción de líneas largas para
Se aplican ciertos procedimientos, prácticas y precauciones básicas.
a los instrumentos de flujo analizados a lo largo de esta práctica recomendada.
Las medidas para evitar la congelación también se minimizan o eliminan mediante el uso
de sistemas de transmisión.
Cuando corresponda, el material cubierto en
Esta sección debe considerarse parte del texto de las discusiones en las
2.2.3 ACCESIBILIDAD
secciones posteriores. Dispositivos comunes para el flujo
Las mediciones se dividen en las siguientes categorías:
a. Los medidores de altura diferencial miden el flujo inferencialmente a partir de
La presión diferencial causada por el flujo a través de un elemento primario. El
flujo es proporcional a la raíz cuadrada de la presión diferencial producida. Esta
diferencia es detectada por
diafragmas, fuelles o manómetros.
b. Los medidores de área variable (rotámetros) funcionan según el principio
Todos los instrumentos de flujo montados localmente deben estar fácilmente
Accesible desde nivel del suelo, plataformas, pasarelas fijas o fijas
Escaleras. Se puede utilizar una plataforma rodante donde el acceso sea libre.
disponible en el espacio debajo de los instrumentos.
2.2.4 INDICACIÓN LOCAL
Cuando se desea una indicación local y se utilizan transmisores sin
que un flotador dentro de un tubo cónico vertical asumirá una posición que es
indicación, se deben proporcionar indicadores de salida. En aplicaciones donde
función del caudal a través del tubo desde
el flujo se puede controlar manualmente a una
En la estación de válvulas de control, la indicación de flujo debe ser claramente
El fluido medido. El área anular a través de la cual fluye el flujo.
visible y legible desde la ubicación de la válvula para permitir el control manual.
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
el fondo. El flotador debe tener una densidad mayor que la de
debe pasar es la diferencia entre el área interna de la
control cuando sea necesario. Este medidor de flujo no debe utilizarse
tubo cónico en el punto de equilibrio y el área del flotador
para calibrar el transmisor.
cabeza. Dado que el área interna del tubo aumenta constantemente
y es continuamente variable de abajo a arriba, mientras que el
2.2.5 VIBRACIÓN
El área del cabezal del flotador permanece constante, el término área variable es
se utiliza para describir este tipo de medidor. Con una diferencia constante
La presión y el flujo son directamente proporcionales al área.
La mayoría de los instrumentos son susceptibles a sufrir daños y anomalías.
desgaste o mal funcionamiento si se montan en un lugar donde no estén
c. Los medidores magnéticos son medidores sin obstrucciones que miden
Sujeto a vibraciones. Si alguna parte del sistema de flujo o equipo está sujeta a
la tasa volumétrica de flujo de cualquier líquido que tenga la
vibraciones, los instrumentos afectados deben
Conductividad eléctrica. La velocidad se determina mediante la ley de Faraday.
Estar provistos de soportes libres de vibraciones.
Ley de inducción electromagnética.
d. Los medidores de turbina miden el flujo volumétrico de fluido con un
salida de tren de pulsos, cuya frecuencia se capta magnéticamente desde un
rotor ubicado en la corriente de flujo y está relacionada linealmente con el caudal.
e. Los medidores de desplazamiento positivo miden el flujo atrapando
mecánicamente segmentos volumétricos sucesivos del líquido.
pasando por el cuerpo del medidor.
f. Los medidores de vórtice utilizan una obstrucción en la corriente que fluye para
2.2.6 PULSACIÓN
La medición del flujo pulsante es difícil y debe realizarse
Se deben evitar los caudalímetros de cabezal y los instrumentos con
movimientos mecánicos, como los de desplazamiento positivo.
y turbinas, no deben utilizarse en aplicaciones de flujo pulsante. La medición no
es fiable y el flujo pulsante...
puede contribuir al desgaste prematuro de los componentes mecánicos.
generar un tren de vórtices de áreas de alta y baja presión.
g. Los medidores especiales incluyen dispositivos como la masa (a saber,
2.2.7 PURGA Y SELLADO
Medidores de Coriolis y térmicos, de objetivo y sónicos, que se utilizan a menudo
para aplicaciones especiales. Los fabricantes de estos...
Se debe consultar sobre los dispositivos respecto a aplicaciones específicas.
Cuando se miden líquidos viscosos o fluidos de proceso corrosivos, o si
existe la posibilidad de taponamiento donde se encuentran sólidos o
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Si existen lodos, las líneas de detección al cabezal de detección del transmisor
tipo de transmisor independientemente del tamaño de la tubería. Un tramo recto de
diferencial deben protegerse mediante un diafragma.
Se requieren tuberías aguas arriba y aguas abajo para una boquilla de flujo
Sellar o purgar las líneas de impulso. La unidad de sello de diafragma debe
(ver Figura 1). Las limitaciones de las boquillas de flujo son mayores.
tener partes húmedas adecuadas para el fluido medido y los materiales deben
costo; falta de datos extensos, en comparación con las placas de orificio;
ser resistentes a la corrosión (ver Sección 6).
aplicación limitada en líquidos viscosos; y el hecho de que el flujo
Se recomienda calibración.
2.2.8 TUBERÍAS
2.3.1.1.4 Medidores de codo
Las conexiones del proceso a los instrumentos deben proporcionarse
e instalarse de acuerdo con las normas de tuberías aplicables.
Los medidores de codo se utilizan en instalaciones donde la velocidad es
y especificaciones del material. Todas las tuberías deben desbarbarse después
No se requiere precisión suficiente ni alta. Ventajas de
Corte y limpieza por soplado de recortes y otros materiales extraños antes del
Los medidores de codo incluyen buena repetibilidad, alto nivel de economía,
montaje. Como alternativa a las tuberías, se pueden utilizar tubos de un
facilidad de instalación, capacidad de ser bidireccionales y costos muy bajos.
material adecuado. Este tema se aborda en general.
pérdida de presión, requisito mínimo para tuberías aguas arriba,
según la especificación de tuberías del proyecto.
y el uso de un tipo de transmisor independientemente del tamaño de la tubería.
Las limitaciones de los medidores de codo incluyen su falta de idoneidad para
2.3 Dispositivos de medición
Servicios de baja velocidad, poca precisión y bajo diferencial para
caudales dados.
2.3.1 MEDIDORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL
2.3.1.1.5 Venturi y tubos de flujo
2.3.1.1 Elementos primarios
Los tubos Venturi y de flujo se utilizan donde se requiere alta capacidad y
2.3.1.1.1 General
La pérdida de carga mínima es un factor crítico. Sus ventajas son
La presión diferencial es el método más utilizado.
Buena repetibilidad, baja pérdida permanente, aplicabilidad a lodos y fluidos
de medición de caudal. Elementos primarios utilizados para generar el
sucios, y uso de un solo tipo de transmisor independientemente del tamaño
Las presiones diferenciales son generalmente uno de los tipos descritos
de la tubería (ver Figura 1). Las limitaciones de
en 2.3.1.1.2 a 2.3.1.1.6.
2.3.1.1.2 Placa de orificio
La placa de orificio concéntrica de borde afilado (cuadrado) es la
Fluir
Elemento más utilizado por su bajo coste y
adaptabilidad y la disponibilidad de coeficientes establecidos.
Para la mayoría de los servicios, las placas de orificio están hechas de
materiales resistentes a la corrosión, generalmente acero inoxidable tipo 304 o 316. Otros
Los materiales se utilizan para servicios especiales. Orificios excéntricos o
BOQUILLA DE FLUJO
TUBO DE BAJA PÉRDIDA
Las placas segmentarias deben utilizarse para fluidos o lodos muy sucios o
gases húmedos; los orificios cuadrantes deben utilizarse para líquidos
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
viscosos. Las ventajas de las placas de orificio incluyen una buena
Fluir
repetibilidad, facilidad de instalación, uso de un transmisor independientemente
del tamaño de la tubería, bajo costo, la amplia variedad de tipos y
materiales disponibles y la relativa facilidad con la que se pueden
ser cambiado. Las limitaciones de las placas de orificio incluyen su
TUBO VENTURI
susceptibilidad a daños por material extraño arrastrado en el
fluido y a la erosión. Se requiere un tramo recto de tubería aguas arriba y
aguas abajo para una placa de orificio. Para más detalles sobre
placas de orificio, consulte el Capítulo 14, Sección 3, Parte 1, del
Manual API de normas de medición de petróleo.
Fluir
Línea
tamaño
2.3.1.1.3 Boquillas de flujo
Las boquillas de flujo se utilizan con menos frecuencia que las de orificio.
placas. Sus principales ventajas son la buena repetibilidad, baja
pérdida de carga permanente y aproximadamente un 65 por ciento más
capacidad de flujo para un diámetro dado que la que se puede obtener en las
mismas condiciones con una placa de orificio y el uso de una
TUBO GENTIL
TUBO DALL
Figura 1: Boquilla de flujo, tubo Venturi y
Tubos de flujo
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Los tubos Venturi y de flujo tienen un alto costo (generalmente son
proporcional a la raíz cuadrada del diferencial; por lo tanto,
el productor de presión diferencial más caro) y el
Para mantener la precisión en lecturas de flujo bajo, se requiere un rango mayor
Tamaño y peso de la instalación, que puede requerir soporte adicional. Un tramo
No se recomienda una relación mayor a 3:1. Se pueden usar transmisores
recto de aguas arriba y aguas abajo.
múltiples o transmisores basados en microprocesadores para aumentar
Se requiere tubería para un venturi o tubo de flujo.
rango. Para calibrar el dispositivo de medición de caudal o diferencial,
2.3.1.1.6 Tubos de Pitot y Venturis de Pitot
la entrada diferencial. Los dispositivos de calibración deben estar graduados en
Se debe utilizar un manómetro o medidor de precisión para leer
Los tubos de Pitot y los venturis de Pitot se utilizan cuando se requiere un mínimo de
Se requiere una caída de presión y la precisión no es una preocupación principal.
Las ventajas de los tubos de Pitot y los venturis de Pitot incluyen
Muy bajo costo, disponibilidad de tipos de promediado, uso de uno
Tipo de transmisor independientemente del tamaño de la tubería y la capacidad de ser
Se agregó al flujo con un grifo de agua caliente. Limitaciones de los tubos de Pitot.
y los venturis de Pitot incluyen su requisito de rango bajo
Transmisor diferencial y su dependencia del perfil de flujo
Para mayor precisión. Un tubo de Pitot Venturi requiere una toma de mayor
las mismas unidades que el rango del medidor (por ejemplo,
pulgadas de agua). Las salidas neumáticas se pueden leer en el mismo
Tipo de dispositivo. Los dispositivos electrónicos requieren un voltímetro o
amperímetro de precisión. El caudal total se puede obtener manualmente.
integrando el diagrama de flujo con un planímetro o equipándolo
El medidor con un integrador. Se deben aplicar correcciones para
cambios en la condición de la corriente que fluye por desviación
a partir de los cálculos de flujo originales. El método más comúnmente utilizado
Los dispositivos de medición de presión diferencial se describen en
2.3.1.2.2 y 2.3.1.2.3.
tamaño y la instalación requiere especial atención a las holguras. Un tubo recto
Se requiere el tendido de tuberías aguas arriba y aguas abajo para una
2.3.1.2.2 Transmisores de diafragma
tubo de Pitot o venturi de Pitot (ver Figura 2).
Transmisores de presión diferencial del tipo diafragma
2.3.1.2 Dispositivos de medición diferencial
Se utilizan ampliamente en refinerías. Para proporcionar sobrerrango
Para protección y amortiguación, el cuerpo o cápsula del transmisor se llena de
2.3.1.2.1 General
`­
­­
líquido. La señal de transmisión puede ser...
Se utilizan varios tipos de dispositivos de medición para determinar
El diferencial producido por el elemento primario. El flujo es
Ya sean neumáticos o electrónicos. Debido a su bajo desplazamiento, estos
instrumentos generalmente pueden utilizarse sin
Un sello o un depósito de condensado. Se prefiere el montaje en línea si
la ubicación es accesible y presenta mínimas vibraciones. Medidores de gas.
válvula de ventilación
Se montan por encima de la línea para permitir que se drene el condensado.
atrás. Los medidores de líquido se montan debajo de la línea para evitar
Olla de ventilación
que el gas o el vapor queden atrapados en las líneas de detección, lo que
Podrían producirse errores debido a cabezales estáticos desiguales.
2.3.1.2.3 Medidores de fuelle
En un medidor de fuelle, el fuelle se opone a un elemento calibrado.
sistema de resorte y está lleno para evitar que se rompa cuando el fuelle está
sobrepresionado y para proporcionar amortiguación de pulsaciones.
Al instrumento diferencial
Los medidores de fuelle se pueden montar en línea o de forma remota en
Nivel o sobre plataformas con soporte adecuado. Cámaras de sellado.
3
o se pueden utilizar recipientes de condensado; sin embargo,∕4 de pulgada (20 milésimas de pulgada)
una T de 1/4" tiene suficiente volumen para actuar como sello líquido o
Manguera flexible
crisol de condensado en servicio de vapor o vapor condensable para instrumentos
que desplazan menos de 1 pulgada cúbica (16,4 pulgadas cúbicas)
centímetros) con desviación máxima. Si el desplazamiento es
mayor a 1 pulgada cúbica (16,4 centímetros cúbicos) o si el
Reductor de 11 ∕2" × 1" (40 mm × 25 mm)
Válvula de compuerta de 11 ∕2" (40 mm)
Acoplamiento de 11 ∕2" (40 mm)
Si el diferencial del instrumento es bajo en comparación con el desplazamiento
de la columna, se deben utilizar recipientes de condensado regulares.
2.3.1.3 Instalación
2.3.1.3.1 General
La instalación de dispositivos de flujo de presión diferencial es generalmente
la misma independientemente del tipo de elemento primario y
requiere la consideración de los factores descritos en 2.3.1.3.2
Figura 2: Instalación del tubo de Pitot
a través de 2.3.1.3.4.
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
2.3.1.3.2 Ubicación del medidor
5
Las instalaciones a nivel del suelo o remotas requieren consideraciones
Se prefiere el montaje acoplado cerrado para los transmisores.
Cuando no se disponga de acoplamiento cercano, el medidor deberá ser
montado a una altura conveniente de 4 o 5 pies (1,2 o 1,5 metros) sobre el nivel del
suelo, plataformas, pasarelas u otros lugares permanentes.
adicionales. El valvulado en las bridas del orificio es el mismo que para
transmisores acoplados de manera cercana, pero la valvulería en el medidor requiere
diferentes configuraciones (ver Figura 4).
Consideraciones especiales de proceso o mantenimiento pueden requerir la
adición de válvulas de drenaje o purga, condensado
medios de acceso.
Goteos y respiraderos. En algunos servicios, es necesario proteger los medidores
del proceso o reducir posibles errores.
2.3.1.3.3 Líneas de impulso
causada por la condensación de vapor en los cables del medidor. En vapor
Las líneas de impulso para dispositivos remotos deben ser lo más cortas posible.
posible, 3 pies para transmisores acoplados de cerca y preferiblemente
no más de 20 pies (6 metros). Para la medición de líquidos,
Las líneas deben tener una pendiente de al menos 1 pulgada por pie desde los orificios
de los grifos.
y servicio condensable, se debe proporcionar un medio para mantener una carga
de líquido igual en cada lado del medidor (ver
Figura 5).
Los requisitos adicionales pueden incluir sellos y purgas.
Estos temas se analizan más adelante en esta sección.
Las tuberías del medidor deben diseñarse e instalarse de acuerdo con las
especificaciones de tuberías para el servicio en cuestión.
Es preferible utilizar tubos de acero inoxidable tipo 304 o superior.
con un diámetro exterior mínimo de
1
∕2 pulgada (15 milímetros)
Para conductores de impulsos de medidor. En casos especiales o cuando la preferencia del
usuario lo requiera, se
1
∕2 pulgada (15 milímetros) Schedule 80 o pesado
puede utilizar una tubería más gruesa.
Todos los instrumentos y líneas de impulso montados localmente que manipulen
agua o fluidos de proceso que puedan congelarse, volverse excesivamente viscosos
o formar hidratos en climas fríos deben
instalado de acuerdo con la Sección 6.
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
Las tuberías y colectores que conectan los medidores son una fuente de
Inexactitud del medidor. Es posible desarrollar más presión de líquido.
en una línea de plomo de un metro que en la otra debido a las diferencias
en gravedad específica, temperatura o la cantidad de gas o agua en las líneas. Por
ejemplo, si el medidor mide 100 pulgadas (2,5
metros) por debajo del orificio, con un lado lleno de agua y
El otro lado está lleno de un líquido que tiene una gravedad específica de
2.3.2 MEDIDORES DE ÁREA VARIABLE
2.3.2.1 General
Los medidores de área variable están disponibles como indicadores, transmisores,
registradores, controladores locales, totalizadores y muchas combinaciones de
estos, con o sin alarmas. Se utilizan con frecuencia.
como medidores de purga para los elementos sensores de otros equipos de
instrumentación y proceso.
Otros usos típicos incluyen la medición de lo siguiente:
fluidos:
a. Gas licuado de petróleo u otros líquidos volátiles.
b. Líquidos que requieren calor para evitar la solidificación o congelación. (Hay
medidores encamisados disponibles que utilizan vapor u otro
medio de calentamiento.)
c. Lodos o corrientes con sólidos suspendidos. (El medidor
(Se debe consultar al fabricante sobre su aplicación).
d. Ácidos.
0,65, el error cero será del 35 por ciento de la escala completa para un 100­
pulgadas (2,5 metros). Tenga en cuenta que la mayoría de las corrientes de hidrocarburos
Las ventajas de los medidores de área variable incluyen un amplio rango de caudal.
Contienen algo de agua. Montar el medidor o transmisor acoplado directamente a
Rango (por ejemplo, 10:1), salida lineal del transmisor y efecto mínimo de la
las tomas del medidor reduce en gran medida el error de carga.
compresibilidad del gas. Las limitaciones de los medidores de área variable incluyen
diferencias en la gravedad específica o por la unión del vapor.
su falta de disponibilidad en todos los materiales;
límites máximos de viscosidad, que son proporcionados por los fabricantes
2.3.1.3.4 Colectores de medición
Se recomiendan colectores en todos los sistemas de presión diferencial.
dispositivos de medición para comprobar el cero y aislar la
medidor de su servicio de proceso. Las válvulas de colector especiales proporcionan
instalaciones confiables, convenientes y simplificadas, y son
Alternativas de uso común a los conjuntos de válvulas de bloqueo y
derivación individuales.
La valvulería para transmisores acoplados de manera cerrada requiere un proceso
bloques en la brida del orificio y una válvula de derivación ecualizadora en
el medidor. Esto se puede lograr utilizando un medidor convencional.
válvulas de clase de línea, instaladas con niples de tubería rígidos con conector macho
y deben ser respetados; su necesidad de ser instalados verticalmente,
que generalmente requiere tuberías adicionales; la dificultad de
comprobación de la calibración; la dificultad de cambiar el rango; el requisito de una
contrapresión mínima para aplicaciones de gas;
el hecho de que sus indicadores o transmisores acoplados magnéticamente están
sujetos a errores si se acumulan partículas metálicas;
y el requisito de parada de las líneas de proceso para tomar
Estos medidores estarán fuera de servicio, a menos que se realicen bloqueos y derivaciones.
proporcionó.
2.3.2.2 Instalación
Entradas que encajan directamente en los grifos de brida de orificio, para el
Un medidor de área variable debe instalarse en una ubicación que
Bloques de proceso. Líneas de impulso cortas conectan las válvulas a la
Está libre de vibraciones y tiene suficiente espacio libre para la
Válvula de derivación especial, que se monta directamente en el colector.
extracción ocasional del flotador para mantenimiento o inspección. El medidor
El transmisor. Estas válvulas de colector se pueden adaptar para encajar
Debe ser legible y fácilmente accesible para su operación y
transmisores de la mayoría de los fabricantes (ver Figura 3).
mantenimiento. En general, cuando se va a utilizar un medidor de forma regular,
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Vertical
Aislar
HP
LP
fluir
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
de
Dirección
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válvula
Vertical
Purga
fluir
COMPUERTA)
DE
VÁLVULAS
(CON
LP
HP
PURGA)
(CON
GRIFOS
LOS
DE
DEBAJO
MEDIDOR
abajo
Río
Vertical
CONDENSACIÓN
O
VAPOR
LP
VAPOR,
DE
SERVICIO
Horizontal
arriba
Río
cerrado
acoplamiento
diferencial
presión
de
Caudalímetros
3:
Figura
HP
abajo
Río
de
Dirección
fluir
LP
Horizontal
LP
ORIFICIO)
DE
VÁLVULAS
(CON
GRIFOS
LOS
DE
DEBAJO
MEDIDOR
LÍQUIDO,
SERVICIO
HP
abajo
Río
Vertical
HP
de
Dirección
LP
arriba
Río
fluir
LP
HP
Vertical
GRIFOS
LOS
DE
ENCIMA
MEDIDOR
GAS,
DE
SERVICIO
Horizontal
HP
camiseta
la
Rellenar
fluir
LP
Horizontal
abajo
Río
RELLENOS)
(CON
GRIFOS
LOS
DE
DEBAJO
MEDIDOR
VAPOR,
DE
SERVICIO
CONDENSACIÓN
O
VAPOR
HP
arriba
Río
LP
abajo
Río
6
HP
LÍQUIDO,
SERVICIO
Horizontal
GRIFOS
LOS
DE
DEBAJO
MEDIDOR
de
Dirección
HP
LP
arriba
Río
de
Dirección
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7
INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Notas de la Figura 3:
Los caudalímetros magnéticos se aplican ampliamente en lodos, ya que
1. Los cables de impulso deben mantenerse en una longitud mínima.
Estos medidores no tienen obstrucciones y funcionan con fluidos corrosivos.
2. Se debe proporcionar una pendiente positiva, de al menos 1:12 para todos los cables. Esto permitirá
Previene bolsas y proporciona ventilación o drenaje positivo.
ya que solo el revestimiento y los electrodos están en contacto con el
3. El lado de alta presión del instrumento debe estar conectado a la toma de corriente ascendente.
flujo de proceso. Son adecuados para fluidos muy viscosos o
donde se desea una caída de presión insignificante.
4. Para servicio de líquidos en líneas verticales, se prefiere el flujo ascendente para evitar acumulaciones.
Los medidores de caudal magnéticos tienen las siguientes ventajas:
de vapor o basura encima de la placa.
5. Para servicios de líquido, vapor o vapor condensable, los medidores deben instalarse debajo de los grifos.
a. Su precisión suele ser de ±0,5 por ciento de la escala completa.
6. Para el servicio de gas, los medidores deben instalarse encima de los grifos.
Se puede alcanzar aproximadamente entre el 1 y el 1,5 por ciento del caudal real.
7. Para el servicio de vapor, ambas tes de llenado (recipientes de condensado) deben instalarse en el
b. Responden únicamente a la velocidad de la corriente de flujo y
la misma elevación de la línea central que la del grifo superior.
8. Las instalaciones de caudalímetros para conexiones de vena contracta o grifos de tuberías son
Por lo tanto, son independientes de la densidad, la viscosidad y la estática.
Similares a los que se muestran para los grifos de brida.
presión.
c. Tienen una rangeabilidad de 10:1 o mayor.
d. Se pueden utilizar para medir el flujo bidireccional.
servicio regulador, debe colocarse lo más cerca posible aguas arriba del punto de
e. Temperaturas del fluido de –40 °F a +500 °F (–40 °C a
estrangulamiento.
Se pueden manipular temperaturas de hasta +260°C.
Los medidores de área variable siempre deben montarse verticalmente,
f. Presiones de fluido desde vacío total hasta 30.000 libras por
con la conexión de salida en la parte superior del medidor y la conexión
de entrada en la parte inferior.
Se pueden manejar pulgadas cuadradas (204 megapascales).
g. La caída de presión es insignificante.
La mayoría de las mediciones de caudal en áreas variables son independientes de
h. Disponemos de una amplia variedad de tamaños, desde
Disposiciones de tuberías aguas arriba. Codos, globo o estrangulación.
1
∕10 pulgadas (2,5
milímetros) en adelante.
Las válvulas y otros accesorios no tienen prácticamente ningún efecto en la precisión
de la medición si no están a menos de 5 diámetros de tubería.
Los medidores de caudal magnéticos están limitados por las siguientes características:
características:
aguas arriba del medidor.
Cuando las conexiones verticales u horizontales sean intercambiables, se
a. El fluido del proceso generalmente debe tener una conductividad
recomiendan las conexiones horizontales. Horizontal
mayor a 2 micromhos por centímetro. (Hay unidades de conductividad especial
Las conexiones permiten el uso de las aberturas verticales tapadas
disponibles para fluidos con una conductividad tan baja como
como prácticos puertos de limpieza. El diseño de la mayoría de los medidores de
como 0,1 micromho por centímetro.)
área variable permite girar el conector del extremo 90 grados.
b. Se requiere especial cuidado para la aplicación erosiva.
incrementos. Las conexiones de tuberías para medidores de área variable son
c. No se pueden calibrar fácilmente en su lugar.
como se muestra en la Figura 6. Todas las tuberías deben estar correctamente sujetadas,
d. Su costo es moderado a alto.
y se debe tener cuidado para evitar cualquier tensión en el cuerpo del medidor.
e. Los tamaños grandes son muy pesados.
Se deben instalar válvulas de bloqueo y derivación donde las condiciones de
operación no permitan el apagado mientras el medidor está en funcionamiento.
2.3.3.2 Instalación
en mantenimiento. La línea de derivación y las válvulas deben ser las
Se debe tener mucho cuidado cuando se utiliza el campo magnético.
El elemento primario del caudalímetro se instala en la tubería. Se debe tener especial
Se debe proporcionar una válvula. En la instalación de un medidor de área variable
cuidado para evitar dañar el revestimiento y
con derivación, se debe tener cuidado de asegurar que la válvula de derivación esté
Asegúrese de que se cumplan los requisitos de conexión a tierra. Se deben seguir
bien cerrada cuando el medidor esté en servicio.
las recomendaciones de instalación del fabricante, incluyendo la consideración de
Para medir hidrocarburos se deben utilizar medidores blindados.
las tuberías de entrada y salida.
requisitos. El transmisor está construido sobre una pieza robusta de
2.3.3 MEDIDORES DE CAUDAL MAGNÉTICOS
2.3.3.1 General
tubo, pero debe manejarse como un instrumento de precisión.
El transmisor debe ser accesible desde el nivel del suelo o desde un
Plataforma con suficiente espacio alrededor para permitir la remoción de al menos
Un medidor de caudal magnético mide el caudal volumétrico de
flujo de cualquier líquido que tenga una conductividad eléctrica adecuada.
La mayoría de los hidrocarburos del petróleo tienen una conductividad insuficiente
Al menos la carcasa superior si es necesario. Debe haber suficiente acceso.
Disponible para la extracción de cualquier placa de inspección.
El tubo transmisor de flujo magnético se puede instalar en
debe medirse con un caudalímetro magnético; por lo tanto, se utiliza en
cualquier posición (vertical, horizontal o en ángulo), pero debe
Las aplicaciones de la industria petrolera se limitan a ciertas aguas,
Llene el tubo con líquido para asegurar una medición precisa. Si el tubo...
ácidos, emulsiones y otros líquidos conductores. Un campo magnético
se monta verticalmente, el flujo debe ser de abajo hacia arriba.
El caudalímetro consta de dos partes: un elemento primario, instalado directamente
Asegúrese de que el tubo esté lleno. Si el tubo se monta horizontalmente, el eje del
en la línea de proceso, y un elemento secundario,
electrodo no debe estar en un plano vertical.
El transmisor electrónico. El medidor genera una señal proporcional al caudal.
pequeña cadena de burbujas que se mueven a lo largo de la parte superior de la línea de flujo
Puede evitar que el electrodo superior entre en contacto con el líquido.
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`­
­­
Del mismo tamaño que el medidor. Se deben instalar válvulas de
bloqueo aguas arriba y aguas abajo del medidor de área variable. Un drenaje
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Río abajo
Río arriba
Dirección del
flujo
SERVICIO LÍQUIDO,
MEDIDOR DEBAJO DE LOS GRIFOS
LP
HP
HP
LP
SERVICIO LÍQUIDO,
Vertical
Río abajo
MEDIDOR ENCIMA DE LOS GRIFOS
Río arriba
SERVICIO DE GAS SECO,
Río abajo
MEDIDOR DEBAJO DE LOS GRIFOS
Río arriba
Dirección del flujo
Horizontal
LP
HP
Dirección
del flujo
Incline esta porción
hacia el orificio.
HP
Río abajo
LP
Vertical
Río arriba
SERVICIO DE GAS HÚMEDO,
Dirección
del flujo
MEDIDOR DEBAJO DE LOS GRIFOS
Dirección del flujo
LP
HP
Río arriba
Río abajo
Horizontal
SERVICIO DE GAS HÚMEDO O SECO,
MEDIDOR ENCIMA DE LOS GRIFOS
Notas:
5. Para los medidores de vapor ubicados encima de un orificio, se debe proporcionar una pendiente
1. Los cables del medidor deben mantenerse lo más cortos posible (máximo de 20 pies).
3
continua hasta los grifos.
2. Para la mayoría de los instrumentos, cuando se requiere sellado, Las tes de relleno de ∕4 de pulgada generalmente
6. Para medidores de gas seco ubicados debajo de un orificio, no se requieren recipientes de goteo.
proporcione suficiente volumen de condensado.
7. En el caso de medidores de gas húmedo ubicados debajo de un orificio, la sección superior del cable
3. Se deben instalar válvulas de bloqueo de proceso secundarias con derivación de
de impulso debe estar inclinada hacia el orificio y se deben proporcionar recipientes de goteo de tamaño
ecualización. Se pueden utilizar colectores de tres o cinco válvulas.
adecuado en las conexiones inferiores del medidor.
4. Para medidores de líquidos ubicados sobre un orificio, se debe colocar un sello debajo de
8. Cuando no se requieren bloques de líneas de impulso redundantes, se puede utilizar una válvula
cada grifo.
de derivación con conexión de tubo único.
Figura 4: Caudalímetros de presión diferencial montados remotamente para servicio de líquidos y gases
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
9
Río abajo
Dirección del
flujo
Río arriba
HP
LP
LP
Vertical
HP
Horizontal
SERVICIO DE VAPOR O VAPOR, MEDIDOR DEBAJO DE LOS GRIFOS
(CON RECIPIENTES DE CONDENSACIÓN Y SIN PURGA)
Río abajo
Dirección del
flujo
Río arriba
Notas: 1.
3
En general, las conexiones en T de ∕4 de pulgada proporcionan recipientes para condensado
con capacidad suficiente.
2. Cuando sea necesario, se deben instalar conexiones de purga por
encima del bloque colector de tres o cinco válvulas. La purga a través
válvula de
purga
del bloque o del instrumento puede causar daños debido a la alta
temperatura.
3. Las tes o macetas deben instalarse a nivel del grifo superior.
4. Los cables deben tener una pendiente de 1:12 o más.
Aislar
5. Las válvulas de ventilación son opcionales, pero muy recomendables.
Su puerto de ventilación debe estar orientado en dirección opuesta a la
del operador.
HP
LP
LP
Vertical
6. Cuando se instalan ollas sobre el medidor para proporcionar un
sello líquido para vapor o vapor condensable, los cables de impulso
deben aislarse solo entre el orificio y la olla, excepto donde se
requiera preparación para el invierno.
7. No se requiere aislamiento cuando el medidor está por encima del
HP
orificio y los recipientes están instalados en los grifos, excepto donde se
requiere preparación para el invierno.
8. Para proporcionar un sellado adecuado, los cables deben conectarse
Horizontal
SERVICIO DE VAPOR, MEDIDOR DEBAJO DE LOS GRIFOS
(CON POTES DE CONDENSACIÓN Y PURGA)
a las conexiones inferiores o finales adecuadas, como se muestra en
la figura.
9. Cuando no se requieren bloques de líneas de impulso redundantes, se
puede utilizar una válvula de derivación con conexión de tubo único.
Figura 5: Caudalímetros de presión diferencial montados remotamente para servicio de vapor o vapor condensable
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
10
Medidor de purga
instalación,
si es necesario
Indicador,
transmisor,
grabadora, o
controlador
Horizontal
pauta
Entrada vertical
a través del carrete
Líneas horizontales con válvulas de bloqueo y derivación
Figura 6: Configuraciones de tuberías de medidores de área variable
Montaje vertical con recorrido recto en el lado de entrada y
Se recomienda un flujo ascendente si se va a utilizar una suspensión abrasiva.
medido. Esta disposición distribuye el desgaste de manera más uniforme.
Es extremadamente importante y debe instalarse como se recomienda si
El sistema debe funcionar correctamente.
La mayoría de los caudalímetros magnéticos tienen su señal y potencia
Conexiones encerradas en carcasas a prueba de salpicaduras o explosiones.
2.3.3.3 Instalación eléctrica
La alimentación para los caudalímetros magnéticos debe suministrarse a una
Las conexiones deben sellarse de acuerdo con las
instrucciones del fabricante y cualquier código aplicable. Excelente
Hay que tener cuidado en este ámbito.
voltaje y frecuencia dentro de la tolerancia especificada por la
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
fabricante.
2.3.3.4 Puesta en marcha y calibración
Se utiliza un cable especial de baja capacitancia para transportar la señal
generada desde el elemento primario hasta el transmisor.
El cable de señal no debe instalarse cerca del cable de alimentación o
en el mismo conducto que la fuente de alimentación. El fabricante
Se deberán tener en cuenta las recomendaciones.
La importancia de una correcta conexión a tierra, que es necesaria
No es necesario observar ningún procedimiento especial durante la puesta en marcha.
Dado que el caudalímetro magnético no tiene obstrucciones, existen
A menudo, se deben realizar ajustes eléctricos. Se deben consultar las
instrucciones del fabricante con respecto a estos.
procedimientos.
Para la seguridad del personal y una medición de caudal satisfactoria, es
fundamental seguir las instrucciones del fabricante.
2.3.4 MEDIDORES DE TURBINA
La conexión a tierra debe seguirse cuidadosamente. Es necesario un contacto
2.3.4.1 General
eléctrico continuo con el mismo potencial de tierra entre el líquido que fluye, la
tubería y el campo magnético.
caudalímetro. Este contacto continuo es especialmente importante si
La conductividad del líquido es baja. ¿Cómo se logra el contacto?
Depende de la construcción del medidor y de si hay adyacentes
La tubería es de metal sin revestimiento, de metal revestido o no metálica. Puentes
Desde el cuerpo del medidor hasta la tubería siempre son necesarios. Si el
Si el medidor se instala en una tubería no metálica, siempre es necesario
realizar una conexión a tierra del líquido. Esta conexión se realiza mediante un
anillo metálico de tierra.
Los medidores de turbina se utilizan donde se requiere precisión y rango de
medición. Su principal aplicación es la custodia.
Transferencia y mezcla de productos en línea. Las salidas de pulsos de
Los medidores de turbina pueden escalarse para la totalización directa en
unidades de ingeniería. Las salidas de los medidores de turbina son adecuadas para
aplicaciones de control o grabación y son ideales para
Aplicaciones de control de lotes. Compensación de no linealidades.
Por su viscosidad también está disponible.
Los medidores de turbina tienen las siguientes ventajas:
entre las bridas, a menos que se haya proporcionado una conexión a tierra
a. Precisión del 0,25 por ciento de la tasa con una repetibilidad de
interna en el transmisor. La conexión a tierra es ex­
0,10 por ciento o más es normal. (Para obtener la mayor precisión)
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
(En el caso de razas, se recomienda alguna forma de comprobación del medidor).
de sólidos. Si el medidor está desviado, debe estar en la línea principal.
b. La rangeabilidad varía según el diseño del medidor, la viscosidad del fluido,
recorrido, con las válvulas de bloqueo del tamaño de la línea colocadas más
11
la densidad y el tamaño del medidor.
allá de los tramos de tubería requeridos aguas arriba y aguas abajo del medidor.
c. Se puede obtener un caudal elevado para un tamaño de línea determinado.
Las válvulas de derivación deben tener capacidad de cierre positivo para evitar
d. Hay diseños disponibles para caudales muy bajos.
errores de medición. La instalación de la tubería de derivación debe
e. Los medidores de turbina están disponibles para una amplia gama de
ser de drenaje libre.
clasificaciones de temperatura y presión.
No se permiten derivaciones para aplicaciones de transferencia de custodia.
ciones.
f. Hay disponibles medidores de turbina especialmente diseñados para
flujo bidireccional.
2.3.4.2.4 Coladores
Los medidores de turbina están limitados por las siguientes características:
tics:
a. Son susceptibles a sufrir desgaste o daños si el proceso
El flujo está sucio o no lubrica.
b. Son susceptibles a sufrir daños por exceso de velocidad y flujo pulsante.
c. Requieren mantenimiento y pueden requerir devolución al
fabricante para la recalibración después de un cambio de rodamiento o
Otros mantenimientos.
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
d. Su rangeabilidad se ve afectada por la alta viscosidad y la baja
Todas las instalaciones de medidores de turbina deben tener filtros para
Para evitar daños al rotor del medidor, el filtro debe ser capaz de eliminar
partículas de un tamaño que puedan dañar el
Rotor y cojinetes. El filtro debe estar ubicado aguas arriba.
del recorrido del medidor requerido.
2.3.4.3 Instalación eléctrica
La señal de un medidor de turbina es un pulso de bajo nivel,
lo que lo hace especialmente susceptible a la captación de ruido.
densidad.
Se recomienda blindar los cables de señal para eliminar chispas.
e. Su coste es relativamente alto.
cargos graves. Si la distancia de transmisión es superior a 3 metros
f. Requieren filtros.
g. Los probadores deben mantener la precisión de la calibración.
(3 metros), se recomienda un preamplificador. Para más detalles,
consulte las instrucciones del fabricante.
2.3.4.2 Instalación
2.3.4.4 Puesta en marcha y calibración
2.3.4.2.1 General
Los medidores de turbina se instalan directamente en la línea de proceso.
La línea debe estar relativamente libre de vibraciones. Metros
Con registros de lectura directa montados integralmente deben ser
colocados de forma que puedan leerse y mantenerse fácilmente.
Los medidores de turbina normalmente se instalan en líneas horizontales.
pero puede instalarse en líneas verticales de flujo ascendente. Es necesario
para especificar la posición en la que se calibrará el medidor.
Se requiere calibración para la posición instalada.
2.3.4.2.2 Tuberías
La precisión y repetibilidad de las mediciones de los medidores de turbina
Se debe tener cuidado para evitar dañar el medidor de la turbina.
En la puesta en marcha inicial. El medidor debe ponerse en servicio únicamente
después de que la línea de proceso se haya limpiado y se haya sometido a un control hidrostático
probado. Si se utilizan filtros, deben limpiarse después
Lavado y periódicamente durante el funcionamiento. El flujo debe ser
se introduce lentamente en el medidor para evitar dañar las aspas del impulsor
como resultado de un impacto hidráulico repentino o exceso de velocidad.
El factor de calibración, expresado en pulsos eléctricos generados por
unidad de volumen de rendimiento, normalmente se denomina K
Factor (metro). El factor K depende de las condiciones del fluido, es
Se determina cuando se calibra el caudalímetro y es inherente
Para el rotor del medidor en particular. Los factores K de los rotores del medidor varían.
dependen de las tuberías aguas arriba y aguas abajo.
dentro del mismo tamaño de cuerpo del medidor. No se puede realizar ningún ajuste de campo.
Además de tramos rectos suficientemente largos aguas arriba y
realizado al sensor primario.
Más abajo se requieren paletas enderezadoras para lograr una alta
precisión.
2.3.4.2.3 Tubería de derivación
La necesidad de tuberías de derivación para los medidores de turbina
2.3.5 MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
2.3.5.1 General
Los tipos básicos de medidores de desplazamiento positivo son los de disco
depende de la aplicación. Puede ser necesario aislar o
nutante, de pistón oscilante, de rotor estriado, rotatorios (impulsor lobulado y
Desmonte el medidor para realizar tareas de mantenimiento. En aplicaciones
paletas deslizantes) y de engranajes de forma ovalada.
de servicio continuo, donde no se desea una parada, se deben instalar válvulas
Los medidores de desplazamiento positivo miden el flujo atrapando
de bloqueo y derivación.
mecánicamente segmentos volumétricos sucesivos del líquido.
Permitir la operación del proceso mientras se realiza el mantenimiento del medidor.
pasando por el medidor. El número de segmentos se convierte en rotación del
Las condiciones que pueden requerir el desmontaje del medidor incluyen daños
eje. Un tren de engranajes y un calibrador convierten
causados por material extraño, desgaste o acumulación.
rotación del eje a las unidades volumétricas apropiadas.
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Hay compensadores de temperatura disponibles para corregir la
Salida a medida que cambia la temperatura del fluido. Los generadores de pulsos son
Disponible para proporcionar salidas de pulsos para comprobar o reparar el medidor.
lectura de mote.
Los medidores de desplazamiento positivo se utilizan debido a su excelente
repetibilidad en amplios rangos de caudal. Se utilizan para
2.3.5.3 Puesta en marcha y calibración
Los medidores de desplazamiento positivo pueden dañarse o destruirse durante
la puesta en marcha inicial. Se deben seguir las instrucciones del fabricante, así
como las siguientes pautas generales.
seguido durante el arranque:
fluidos pesados o viscosos en aplicaciones de transferencia de custodia y mezcla de
a. Los medidores de desplazamiento positivo y los eliminadores de aire deben
productos.
debe instalarse en la línea solo después de que se haya limpiado la tubería
Los medidores de desplazamiento positivo tienen las siguientes ventajas:
y probado hidrostáticamente.
b. El medidor y el filtro de canasta deben instalarse después de la
a. Las precisiones alcanzables son del 0,05 al 0,15 por ciento de las reales.
Flujo. Para garantizar una alta precisión se requiere algún tipo de medidor.
comprobación. Las repetibilidades típicas son del 0,02 al 0,05 por ciento.
b. La rangeabilidad normalmente es de 10:1. Los medidores de desplazamiento
positivo tienen una rangeabilidad y precisión excelentes, particularmente
con fluidos pesados o viscosos.
c. Los medidores de desplazamiento positivo vienen en una variedad de tamaños.
Los medidores de desplazamiento positivo tienen las siguientes desventajas:
Se han limpiado las tuberías.
c. Se debe monitorear la caída de presión del filtro y los filtros
Debe limpiarse según sea necesario.
d. Se debe tener mucho cuidado al purgar el aire de las tuberías.
El flujo debe introducirse lentamente para evitar daños hidráulicos.
choque.
e. Los medidores de transferencia de custodia deben probarse inicialmente y en
intervalos regulares.
Las tuberías para el servicio de transferencia de custodia deben diseñarse para
Permiten una fácil prueba y mantenimiento de los medidores.
a. Están sujetos a desgaste mecánico.
2.3.6 MEDIDORES DE VÓRTICE
b. No son intercambiables y deben suministrarse a
Coincidir con el servicio.
2.3.6.1 General
c. Requieren filtros/coladores.
d. Su instalación requiere consideraciones especiales.
Un tren de vórtices se genera cuando una obstrucción de cuerpo rocoso
se coloca en una corriente de líquido o gas. Este tren de alta y
2.3.5.2 Instalación
Las zonas de baja presión se pueden medir mediante sensores en el cuerpo.
Los medidores de desplazamiento positivo se instalan directamente en el
tuberías de proceso y pueden ser una fuente de vibración. Adecuado
Se deben proporcionar cimientos (consulte las instrucciones del fabricante).
recomendaciones).
Los medidores de desplazamiento positivo normalmente se instalan en
líneas horizontales. Ciertos tipos están diseñados específicamente para
líneas verticales. Los medidores deben instalarse de manera que el medidor
o la pared de la tubería. La frecuencia de los cambios de presión es lineal.
a la velocidad de la corriente de fluido. Dado que el flujo en cualquier tubería...
Es una función del área de la sección transversal y la velocidad, existe una relación
directa entre la frecuencia y el caudal. Vórtice
Los medidores se utilizan en aplicaciones que requieren una amplia rangeabilidad.
y precisión.
Los medidores de vórtice se utilizan comúnmente en los siguientes
servicios:
La caja o el cuerpo no están sujetos a tensión de la tubería. La tubería
Debe disponerse de manera que el medidor esté siempre lleno de líquido.
a. Vapor.
Puede ser necesaria una contrapresión adecuada para eliminar la
b. Agua de refrigeración.
Posibilidad de liberación de vapor.
c. Agua de proceso.
Para servicios de proceso continuo, se recomienda una derivación alrededor de
un medidor de desplazamiento positivo. Para transferencias de custodia, no se
permiten derivaciones. Medidores de desplazamiento positivo.
Siempre debe instalarse con un filtro adecuado para evitar que materias extrañas
d. Hidrocarburos ligeros en los que se requiere una gran reducción de caudal.
e. Flujo de gas donde se requiere una gran reducción de presión.
Los medidores de vórtice tienen las siguientes características:
dañen el medidor o provoquen un desgaste excesivo; la recomendación del fabricante
a. Amplio rango de variación (para números de Reynolds superiores a 10 000).
sobre la malla
b. Una precisión del 1 por ciento de la tasa.
Se debe observar el tamaño. Donde haya cantidades excesivas de escombros
c. Una amplia gama de tamaños.
se arrastran en el fluido, la caída de presión del filtro debe ser
d. Salida lineal.
monitoreado.
e. Disponibilidad de salidas de pulsos y analógicas.
La instalación de un medidor de desplazamiento positivo debe
estar diseñado para evitar la entrada de aire o vapor en la tubería. Donde el
Los medidores de vórtice tienen las siguientes limitaciones:
Si el diseño no lo permite, se deben considerar eliminadores de aire. Estos
a. Hay una gama limitada de materiales de construcción disponible.
eliminadores pueden tener fugas o tener una capacidad inadecuada.
b. Los medidores de vórtice generalmente no son adecuados para lodos o
para proteger el medidor de las ráfagas de aire o vapor; dichos eliminadores deben
líquidos de alta viscosidad.
quitarse y reemplazarse.
c. Los usuarios no pueden comprobar la calibración.
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d. Se requiere flujo turbulento.
Aunque los medidores Coriolis no son intrusivos, en algunos diseños el flujo
e. Los medidores de vórtice tienen limitaciones de fuera de rango.
a través del medidor es tortuoso. Además, el flujo generalmente se separa en
f. Es posible que se requieran filtros.
dos tubos que son
g. Los medidores de vórtice se ven afectados por el flujo pulsante.
13
mucho más pequeño en área de sección transversal que el proceso de entrada
tuberías. Por esta razón, es relativamente fácil para cualquier secundario
2.3.6.2 Instalación
Los medidores de vórtice se instalan directamente en la tubería del proceso.
y normalmente se apoyan en la tubería. Pueden instalarse en cualquier
orientación. Se debe instalar un medidor de vórtice.
para que el cuerpo del medidor no esté sometido a tensiones en la tubería. En
En aplicaciones líquidas, las tuberías deben disponerse de manera que
El medidor se mantiene lleno.
Se deben instalar válvulas de bloqueo y derivación cuando las condiciones de
operación no permitan el apagado.
2.3.6.3 Puesta en marcha y calibración
Los medidores de vórtice a veces se dañan durante el arranque.
fase de acumulación en un medidor que no se ha instalado con cuidado. La
pérdida de presión puede ser sustancialmente mayor que
que en otros tipos de elementos no intrusivos y la cavitación
Y el parpadeo puede ser un problema con fluidos volátiles.
Los problemas de arranque con los medidores Coriolis generalmente se deben a
a una instalación incorrecta. La instalación debe realizarse estrictamente de acuerdo con
de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. Pres­
Se encuentran disponibles recintos de contención seguros cuando sea necesario.
Estos medidores no se ven afectados por la distorsión de la velocidad.
perfil y no requieren corridas de medición.
Aunque los medidores Coriolis generalmente cuestan mucho más que
Otros tipos miden el caudal másico sin necesidad de
Para elementos adicionales. Las aplicaciones de estos medidores
Nuevas instalaciones como resultado de escombros en la línea. La línea
se han limitado a fluidos difíciles o aplicaciones en las que
Debe enjuagarse y probarse hidrostáticamente antes del medidor.
Su exactitud justifica el mayor coste (como en la facturación,
está instalado.
transferencia de custodia y servicios de dosificación y mezcla).
Dado que el perfil de velocidad es crítico, es imperativo que las juntas no
sobresalgan en la corriente de flujo cuando se utilizan medidores con bridas.
2.3.7.3 Caudalímetro másico—Térmico
están instalados.
La calibración de campo de los medidores de vórtice está limitada a la calibración eléctrica.
abarcando el convertidor o, en un tipo de salida de pulsos, ajustando
el factor de escala.
2.3.7 MEDIDORES DE CAUDAL MÁSICO
Los medidores de caudal másico térmico generalmente son de dos
tipos: aquellos que miden la tasa de pérdida de calor en una corriente
de un cuerpo calentado, y los que miden la temperatura
ascenso de una corriente al pasar sobre o a través de un cuerpo caliente. Masa
El flujo se infiere de las propiedades físicas del fluido, como
conductividad térmica y calor específico, que son independientes (dentro de
2.3.7.1 General
ciertos límites) de la temperatura y la presión.
Los medidores de caudal másico son de dos tipos básicos y tienen una capacidad limitada.
Uso en la industria de refinación. La instalación y el uso de estos
Los instrumentos deben seguir de cerca las recomendaciones del fabricante.
Recomendaciones. Esta sección pretende resumir las características
turas y filosofía de estos dispositivos.
2.3.7.2 Caudalímetro másico Coriolis
En un diseño, una fuente de calor eleva la temperatura del
fluido a medida que pasa a través de un canal detector de medidor que contiene
tres perlas de termistor montadas en una línea paralela al
flujo. El termistor central se calienta mediante una fuente de corriente y
Los otros dos se colocan a la misma distancia aguas arriba y
aguas abajo. Los voltajes desarrollados a través de los dos termistores externos,
como resultado de la transferencia de calor al fluido,
Generar la medición del caudal másico. Suciedad en la corriente de flujo.
Los medidores de caudal másico Coriolis miden unidades de masa directamente.
Flujo de fluido a través de un tubo que vibra a su frecuencia natural.
produce una fuerza de Coriolis. Las deflexiones del tubo resultantes son
Puede obstruir el canal del detector, que tiene un diámetro menor.
que el canal de derivación que maneja la mayor parte del flujo.
En otro tipo de medidor térmico, un elemento sensor sumergido se calienta a
medido y señalizado proporcionalmente a la masa generada
una temperatura constante más alta que la del
fluir.
la corriente de fluido y un sensor responde al efecto de enfriamiento
Un medidor Coriolis se puede utilizar con líquidos, incluidos líquidos con
de moléculas de fluido que pasan. Un sensor de temperatura ambiente, parte
cantidades limitadas de gas arrastrado y lodos.
integral del circuito de flujo másico, compensa la
El medidor Coriolis también se puede utilizar con gases secos y vapor
Circuito en un amplio rango de temperaturas de proceso. Estos medidores deben
sobrecalentado si la densidad del fluido es lo suficientemente alta para funcionar.
calibrarse para el fluido específico, ya que el caudal inferido está relacionado con
la unidad correctamente.
varias propiedades del fluido.
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SECCIÓN 3—NIVEL
o a servicios en los que se prevé una parada por mantenimiento.
3.1 Alcance
aceptable.
En esta sección se analizan las prácticas recomendadas para la instalación
y la aplicación general de los métodos más comunes.
3.2.3 LEGIBILIDAD
instrumentos y dispositivos usados para indicar, registrar y
En todas las aplicaciones en las que el nivel de líquido se regula mediante un
Controlar los niveles de líquido y sólido y los niveles de interfaz líquido­líquido
que normalmente se encuentran en las refinerías de petróleo.
válvula de control, alguna indicación del nivel (un indicador de nivel),
procesos.
manómetros de presión del receptor u otro indicador—deberían ser
Actualmente existe una amplia variedad de instrumentación de nivel
claramente legible desde la ubicación de la válvula de control para permitir
disponible. La selección y la instalación correcta dependen de varios factores.
Control manual cuando sea necesario. Dicha indicación de nivel en el
de variables, como (a) el tipo de recipiente, fluido o material
La válvula no es necesaria si el sistema de control no se puede operar
involucrados (es decir, sólidos, gránulos, líquidos o una relación líquido­líquido)
manualmente desde la estación de válvulas de control.
Los instrumentos indicadores de nivel deben estar ubicados en los buques
o interfaz líquido­espuma), (b) condiciones del proceso (a saber,
presión, temperatura, gravedad específica, punto de ebullición, viscosidad y
para que los instrumentos sean visibles desde los pasillos de operación.
punto de fluidez), (c) lo que el instrumento debe lograr
(monitoreo, control de encendido­apagado o modulación, o alarma), y (d)
3.2.4 CONEXIONES A BUQUES
si la señal debe ser electrónica o neumática.
Las conexiones de los instrumentos de nivel deben realizarse directamente a
Se cubren seis tipos de instrumentos:
recipientes y no para procesar líneas de flujo o boquillas (continuo)
a. Indicadores de nivel montados localmente (ver 3.3), incluidos
o intermitente) a menos que la velocidad del fluido en la línea sea menor
mirillas tubulares, mirillas blindadas y mirillas magnéticas
de más de 2 pies (0,6 metros) por segundo.
Las conexiones y las tuberías de interconexión deben instalarse de manera
medidores.
b. Transmisores de nivel (véase 3.4), incluidos los de desplazamiento, presión
que no se formen bolsas ni trampas. Donde haya bolsas
diferencial, carga hidrostática, nucleares, ultrasónicos y
son inevitables, se deben proporcionar válvulas de drenaje en los puntos bajos
tipos de capacitancia/radiofrecuencia.
puntos. El tamaño mínimo recomendado para las válvulas de drenaje es
c. Controladores montados localmente (ver 3.5), incluidos los tipos de
3
∕4 de pulgada.
desplazamiento, de flotador de bola y de presión diferencial.
3.2.5 MONTAJE DE MÚLTIPLES INSTRUMENTOS
d. Interruptores de nivel (ver 3.6).
e. Medidores de tanques (ver 3.7).
Cuando dos o más instrumentos, incluidos los indicadores de nivel,
f. Accesorios (véase 3.8), incluidos sellos, purgas y
son necesarios para cualquier aplicación (como un indicador de nivel y
protección contra la intemperie.
controlador o un indicador de nivel y un interruptor de alarma), los instrumentos
deben montarse de manera que el número de aberturas en
3.2 General
El buque se mantiene al mínimo. Los métodos sugeridos son cov­
ered en 3.3.3.3 y 3.4.2.3.
3.2.1 INTRODUCCIÓN
Las válvulas de bloqueo se utilizan generalmente entre la boquilla de un recipiente.
Ciertos procedimientos, prácticas y precauciones generales se aplican a
y un tubo vertical.
prácticamente todos los instrumentos analizados en esta sección. Cuando
3.2.6 VÁLVULAS DE BLOQUEO
corresponda, el material analizado en 3.2.2
a través del punto 3.2.9 debe considerarse parte de cada una de las discusiones
3.2.6.1 Material
posteriores.
Los materiales de construcción, clasificación y tipo de conexiones para
3.2.2 ACCESIBILIDAD
válvulas de bloqueo deben cumplir con las especificaciones para
Todos los instrumentos de nivel de líquido montados localmente, incluidos
Las mirillas de nivel deben ser fácilmente accesibles desde el nivel del suelo,
plataformas, pasarelas fijas o escaleras fijas. Para mantenimiento
Con este fin, con frecuencia se utilizan plataformas móviles cuando hay
libre acceso al área debajo de los instrumentos.
El equipo al que se conectan las válvulas. Esto se aplica a todas las válvulas de
bloqueo, ya sea que se instalen directamente en el
equipo o en una tubería vertical que esté conectada al equipo.
mento.
3.2.6.2 Ubicación y tamaño
Para el servicio general, los dispositivos de nivel montados externamente son
Preferibles, ya que permiten el acceso para calibración y mantenimiento. Por lo
Las válvulas de bloqueo pueden estar ubicadas en la conexión del recipiente o
tanto, los dispositivos montados internamente suelen ser...
en un tubo vertical para que cada instrumento pueda aislarse. Cuando
limitado a servicios en los que no se pueden utilizar dispositivos externos
Las válvulas están conectadas a las tuberías verticales, las conexiones deben estar en
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15
INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
el menos 3∕4 de pulgada de tamaño. Cuando la conexión del recipiente es bridada
Manómetros réflex. Disponemos de manómetros magnéticos para aplicaciones
La boquilla y la válvula de bloqueo están montadas directamente en la boquilla,
especiales o servicios de alta presión (véase 3.3.4).
La conexión debe tener al menos 1 pulgada de tamaño. Cuando el
Se deben utilizar medidores transparentes en instalaciones que involucren
La conexión del recipiente es un acoplamiento y la válvula de bloqueo es
Montado en una boquilla, la conexión debe tener al menos el tamaño de
líquidos ácidos, cáusticos o sucios (o de color oscuro); en aplicaciones de vapor a
3
∕4 de pulgada
alta presión; para interfaz líquido­líquido.
[unidades]. Accesorios o tuberías entre el recipiente y el bloque
Servicio; y en cualquier aplicación donde sea necesario iluminar el vidrio desde
Las válvulas deben minimizarse.
atrás. Se deben usar iluminadores fabricados para este propósito y adecuados para
3.2.7 ALIVIO DE TENSIÓN
Las conexiones entre los recipientes y los medidores pesados, controladores o
transmisores deben aliviarse de la tensión mediante el soporte adecuado de dichos
instrumentos (y los recipientes de sellado, cuando se utilicen).
y mediante la instalación de compensaciones o bucles de expansión donde sea necesario
para compensar las diferencias de expansión térmica.
las condiciones de servicio.
comprado e instalado de acuerdo con los códigos aplicables
y las recomendaciones del fabricante.
En todos los demás servicios limpios se deben utilizar medidores de reflejos.
incluidos los hidrocarburos C4 y más pesados. También pueden ser
Se utiliza en hidrocarburos C3 y más ligeros, siempre que el producto
No disuelve la pintura ni ningún otro revestimiento en el interior de
el calibre, dejando así una pared trasera de metal desnudo que en
3.2.8 VIBRACIÓN
El giro reduce la eficacia de los prismas.
Algunos instrumentos de nivel son susceptibles a sufrir daños o fallas de
funcionamiento si se someten a vibraciones. Para minimizar los efectos de la
vibración, estos instrumentos deben montarse en un
Soporte rígido adyacente pero no conectado a la fuente de vibración. Este tipo de
disposición requiere tubería flexible o...
Conexiones de conducto entre la fuente de vibración y la
instrumento. Además, se pueden considerar soportes a prueba de golpes. Los
Para aplicaciones en servicio que involucran líquidos que pueden
hervir, los vasos de precipitados de cámara grande, los de reflejo o transparentes
usado. Estos medidores están diseñados para indicar el nivel de líquidos que
hierven o tienden a aumentar en el medidor.
3.3.3.2 Conjuntos de manómetros
Se utilizan varios indicadores de nivel de una sola sección para hacer
instrumentos deben seleccionarse con cuidado, ya que algunos
Vasos más largos. Se muestran las conexiones de vasos recomendadas.
Los instrumentos son menos susceptibles a los efectos de la vibración.
en la Figura 7. Las conexiones normalmente están limitadas a cuatro
3.2.9 DESAGÜES Y VENTILACIONES
Las válvulas de
Se debe instalar un tamaño de ∕4 de pulgada en la parte inferior.
3
Secciones o 1,5 metros entre las conexiones. Vasos más largos
Se utilizan a menudo para aplicaciones no críticas a temperaturas
Por debajo de 200 °C (400 °F). A temperaturas superiores a 200 °C
drenaje se conectan a los instrumentos de nivel. En servicios peligrosos,
(200°C), algunas empresas limitan la longitud a tres secciones.
Los desagües y los respiraderos de vapores tóxicos deben canalizarse lejos de la
Muchas empresas limitan las aplicaciones a una presión de 900
instrumentos a un área de eliminación segura. Las válvulas de ventilación no suelen
libras por pulgada cuadrada. Podría requerirse soporte adicional.
ser necesarias, pero pueden instalarse cuando se desee. Conectado
Cuando se utilizan cuatro o más secciones. Desplazamientos o expansión
Se deben proporcionar conexiones de ventilación en todas las instalaciones.
Es posible que se requieran bucles para compensar la expansión de la temperatura.
donde no se proporcionan válvulas de ventilación. Se deben cumplir los requisitos
sión y contracción.
establecidos por la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU.
dirigido.
3.3 Indicadores de nivel montados localmente
3.3.1 GENERAL
Los dispositivos indicadores montados localmente incluyen blindados
mirillas, manómetros magnéticos y manómetros de presión diferencial
indicadores de nivel.
3.3.3.3 Montaje de varios calibres
Los rangos de niveles amplios se observan preferiblemente mediante
Vidrios de nivel superpuestos. Las llaves de nivel se usan
3
Tienen un tamaño de ∕4 de pulgada
generalmente en varios manómetros. Si la conexión del recipiente es una boquilla
con brida y la válvula de bloqueo se monta directamente en la boquilla, el tamaño
mínimo debe ser de 2,54 cm (1 pulgada).
Muchas refinerías han descubierto que el mantenimiento requerido en
La retención de bolas de los grifos de medición automáticos es tan grande que
3.3.2 VIDRIOS DE MEDICIÓN TUBULARES
Es preferible el uso de válvulas de bloqueo individuales y tes de tubería.
Ambos tipos de instalaciones se muestran en la Figura 7.
No se recomiendan los medidores de nivel tubulares para el proceso.
Cuando la rotura de un indicador de nivel puede causar un peligro
condición (es decir, cuando el recipiente contiene extremos livianos o
`­
­­
unidades.
líquidos tóxicos), se deben instalar válvulas de exceso de flujo entre el recipiente y
3.3.3 VIDRIO DE MEDICIÓN BLINDADO
3.3.3.1 Aplicación
Los tipos de mirillas blindadas más utilizados
(a menudo llamados "vidrio plano") son transparentes (visión a través de) y
el indicador de nivel. Normas de la empresa
Puede restringir el uso de indicadores de nivel de vidrio para los servicios C3 y C4 .
Si el vidrio se fractura durante las labores de extinción de incendios,
Un vidrio de medición roto constituiría una posible causa secundaria.
fuente de combustible.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Boquilla y válvula de bloqueo,
según especificaciones de tubería
Ventilación o tapón de 1 ∕2" o más
grande (cuando se utiliza)
Te o grifo de medición
Según especificación de tubería
Tubo vertical de 2" o
tubo de 3"
Válvulas de bloqueo
o de grifo de medición y tes de
3∕4"
Vidrio de tres
secciones
Mirilla de cuatro secciones
3∕4"
de
160
Schedule
Niples
Buque
Superposición
Vidrio de tres secciones
Todas las boquillas son de 3∕4",
Anexo 160
Codo para
eliminar bolsillos
Válvula de compuerta de
drenaje de 1 ∕2" o más grande
DOS O MÁS
VIDRIO DE MEDICIÓN SIMPLE
Acuerdo
VIDRIERAS DE MEDICIÓN
alternativo
Figura 7—Conjuntos de mirillas de nivel
La observación de la interfaz requiere el uso de mirillas transparentes.
3.3.3.4 Protección de los vidrios de medición
La Figura 8 muestra dos métodos comunes y recomendados para
montar múltiples mirillas en recipientes horizontales donde se observan
Los vidrios de calibración pueden ser atacados (grabados) tanto
las interfaces líquido­líquido y líquido­vapor. Las conexiones al recipiente
deben estar dispuestas de modo que siempre haya una en cada fase de
por vapor como por líquidos, por ejemplo, vapor a una presión de
cada interfaz que se mida.
fluorhídrico, aminas y cáusticos. En estos casos, se recomienda
250 libras por pulgada cuadrada (1675 kilopascales), ácido
`­
­­
una fina película protectora en el interior del vidrio. La luz solar decolora algunos...
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Acuerdos alternativos
Enchufar
Válvulas de bloqueo
según especificaciones de tubería
vidrio de
nivel
Enchufar
Interfaz líquido­
vapor
Vidrios
de medición
Interfaz líquido­
líquido
Boquilla
de ladera
Drenaje de válvula
de compuerta de 1 ∕2" o 3∕4"
vidrio de
nivel
Drenaje de válvula
de compuerta de 1 ∕2" o 3∕4"
Figura 8: Disposiciones de montaje de mirillas para recipientes horizontales y para medición de interfaz
Plásticos, por lo que esto debe tenerse en cuenta al seleccionar la
que contienen elementos tales como correas de soporte de acero, cables
película. Estas protecciones no pueden utilizarse en calibradores réflex
calefactores y tubos de trazado de vapor.
porque inutilizan los prismas.
3.3.4.1 Aplicación
Los manómetros magnéticos se utilizan para medir líquidos (a)
donde es probable que se produzcan roturas del vidrio debido a la
manipulación de los fluidos, y (b) donde se debe evitar la liberación de
gases tóxicos, líquidos inflamables, etc. Su construcción típica consiste
en un flotador dentro de una cámara sellada no magnética y un
indicador montado fuera de la cámara, accionado o acoplado
magnéticamente para indicar el nivel. El montaje en el recipiente se
realiza generalmente mediante conexiones y válvulas bridadas, de
forma similar al montaje de las unidades de desplazamiento externo
bridadas (véase la Figura 9).
3.3.4.2 Precauciones
Los medidores magnéticos no deben utilizarse en áreas donde las
fuerzas o la materia afecten los campos magnéticos. Esto incluye áreas
3.4 Transmisores de nivel
3.4.1 GENERAL
Los transmisores de nivel incluyen sistemas de salida neumáticos y
eléctricos que utilizan una amplia variedad de principios de medición,
incluidos desplazamiento, presión diferencial, radiación nuclear,
ultrasonido y capacitancia/radiofrecuencia.
Los transmisores o transductores para instrumentos electrónicos no
deben ubicarse demasiado cerca de líneas con corriente, recipientes u
otros equipos. Se deben evitar lugares donde la temperatura ambiente
`­
­­
3.3.4 MEDIDORES MAGNÉTICOS
supere el límite especificado por el fabricante, ya que la ubicación de los
transmisores en dichos lugares puede dificultar la calibración y deteriorar
rápidamente los componentes electrónicos. Se debe determinar la
susceptibilidad de los componentes mecánicos o electrónicos a las
vibraciones y, cuando sea necesario, se deben realizar ajustes en el
montaje.
minimizar la vibración.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Cuando se utiliza un transmisor de desplazamiento en dicho servicio, un
Se debe considerar la purga de líquido o el rastreo de calor.
También se debe tener precaución en la aplicación de transmisores de
desplazamiento en servicios donde se requiere resonancia hidráulica5
Indicador
Magnético
gobierno
Puede ocurrir o donde ocurre una ebullición violenta en la superficie del líquido.
rostro.
Los transmisores de desplazamiento rara vez se utilizan para servicios de
dispositivo
vacío o servicios con líquidos volátiles.
Transmisores de desplazamiento en servicios de temperatura a continuación
0 °F (–18 °C) o más aproximadamente 400 °F (200 °C) deben
Nivel de líquido
Imán
estar provisto de un medio para aislar el mecanismo del transmisor de la
temperatura del proceso para evitar el mal funcionamiento.
Si el líquido en el recipiente está a una temperatura alta y el
La temperatura de la jaula externa es más baja, la lectura de
Flotar
El desplazador tendrá un error como resultado de la diferencia en
densidad. La compensación por la diferencia de temperatura puede ser
Se proporciona durante la instalación, pero si la diferencia cambia, se
introducirá un error.
Obleas
indicadoras
3.4.2.3 Montaje de la jaula externa
Transmisores de desplazamiento en buques
Para instalaciones de transmisores de desplazamiento de jaula externa, las
conexiones a los recipientes deben realizarse mediante boquillas, válvulas de
bloqueo y accesorios de tubería seleccionados para el servicio.
(véanse las figuras 10, 11 y 12).
Se deben proporcionar instalaciones de transmisor y controlador
Con indicadores de nivel en paralelo. Normalmente se recomienda un juego
de grifos independiente para la indicación de nivel independiente.
3.4.2.4 Conexiones a buques
Figura 9: Indicador magnético típico
En la mayoría de las aplicaciones de proceso, los transmisores de nivel y los controladores
Los trollers deben tener conexiones con bridas de 11 ∕2 o 2 pulgadas.
3
válvulas de compuerta de drenaje ∕4 de pulgada o más de tamaño siempre debe ser
siempre que se requieran o deseen uno o más respiraderos,
Debido a la velocidad de respuesta de los transmisores de nivel electrónicos,
se debe tener precaución donde puedan producirse picos de nivel.
3
Deben ser válvulas de compuerta de ∕4 de pulgada o más grandes, instaladas
como se indica en la Figura 11.
se pueden encontrar; los transmisores en dichas ubicaciones deben estar
provistos de amortiguación.
3.4.2.5 Instalación de la jaula externa
Unidad de desplazamiento y columna de agua
3.4.2 TRANSMISORES DE DESPLAZAMIENTO
Para rangos de niveles amplios o donde es deseable minimizar
3.4.2.1 General
Conexiones de buques, un tubo vertical y un medidor superpuesto
Los transmisores de desplazamiento pueden ser ciegos o provistos
con un indicador local tipo receptor en la señal de salida.
Algunas unidades neumáticas están equipadas con pilotos duales, uno,
con una banda fija, para transmisión de nivel y otra para control de nivel
local.
Se pueden utilizar gafas, como se muestra en la Figura 12. El tubo vertical,
Generalmente de tubería de 2 o 3 pulgadas, sirve como soporte mecánico.
Para los instrumentos y como cámara de compensación para evitar que la
turbulencia o la espuma interfieran con el funcionamiento del
Transmisor. En recipientes horizontales donde se utilizan tuberías verticales.
con un amplio rango de niveles o donde se utilizan varios instrumentos
3.4.2.2 Aplicaciones
Si se utilizan pesos considerables, a menudo es necesario proporcionar
soporte adicional
Debido a que el desplazador en sí tiene relativamente poco movimiento,
debe utilizarse con precaución; por ejemplo, muy viscoso
El material puede adherirse al desplazador y afectar su calibración.
5F. G. Shinskey, Sistemas de control de procesos, “Resonancia hidráulica”, Mc­
Graw­Hill, Nueva York, 1989.
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
LADO Y PARTE INFERIOR
CONEXIONES
LADO Y LADO
CONEXIONES
PARTE SUPERIOR Y LATERAL
CONEXIONES
Figura 10: Instrumento de desplazamiento de jaula externa
La disposición que se muestra en la Figura 12 permite la calibración
directa de un transmisor o controlador con el buque en
o fuera de servicio. Esto se puede hacer manipulando el
válvulas de bloqueo, drenaje y ventilación para que el nivel del líquido sea
Se debe realizar un acceso al desplazador, por ejemplo, un
agujero de hombre.
En muchas instalaciones de desplazadores internos se requieren guías. Para los
desplazadores de montaje lateral, se requiere un pozo tranquilizador (véase la Figura
Correr hacia arriba y hacia abajo en el indicador de nivel y el transmisor en
13) se proporciona generalmente para este propósito, aunque se puede usar una varilla o un anillo.
paralelo.
A veces se utilizan guías. Las guías de anillo son especialmente
adecuadas para el servicio de emulsión.
El espaciado de las boquillas en el recipiente es fundamental en los sistemas de acoplamiento cerrado.
Instalaciones, especialmente donde se utilizan conexiones laterales, debido a la
expansión diferencial del recipiente y el controlador. En casos donde se deben
controlar niveles de rango considerable
transmitida, puede ser preferible utilizar otros tipos de trans­
mitones.
3.4.3 PRESIÓN DIFERENCIAL
TRANSMISORES
3.4.3.1 General
Los transmisores de presión diferencial responden más rápidamente
3.4.2.6 Desplazadores internos
Ocasionalmente, el desplazador puede estar montado dentro del
recipiente en lugar de en una jaula exterior. Por ejemplo, cuando es
Es conveniente evitar el arrastre de vapor entre la boquilla del recipiente y la
La cabeza fundida del instrumento debe estar provista de un acoplamiento
que los transmisores de desplazamiento de jaula externa y requieren
Menos alcance para un control estable.
3.4.3.2 Transmisores de bajo desplazamiento
Las aplicaciones de los transmisores de bajo desplazamiento incluyen el
Bridas del tipo y especificación requeridas por el servicio.
control remoto y la indicación o registro remoto de líquidos.
Siempre que sea posible, generalmente es preferible utilizar vapor.
Nivel. Este tipo de transmisor (generalmente el de tipo ciego) generalmente tiene
Desplazadores externos. Se deben evitar los desplazadores internos.
un alcance ajustable y puede tener una alta capacidad de elevación/supresión de
particularmente en los buques que no pueden aislarse sin una parte de
alcance. Un indicador de tipo receptor puede ser
La planta se está cerrando.
proporcionado en la salida del transmisor para indicación local.
Se debe dejar suficiente espacio libre para retirar el desplazador y la varilla.
Cuando se requiera un montaje lateral, se debe prever...
Las conexiones al buque se pueden realizar mediante tubería.
accesorios del material y clasificación recomendados para el servicio
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
El diafragma sensor se puede montar a ras del interior.
Ventilación de 3∕4" o más grande
del vaso. Hay varios materiales de diafragma disponibles para
Servicios corrosivos. La Figura 15 muestra una instalación típica.
Donde pueda ocurrir resonancia hidráulica o donde haya ebullición
El líquido puede causar una agitación violenta de la superficie del líquido, se
puede utilizar un instrumento de presión diferencial para obtener ventaja, ya que
(a) su salida se puede amortiguar y (b) se puede utilizar un líquido sellador
para evitar que se hierva en las piernas externas.
Para servicio de vacío o servicio con líquidos volátiles, se debe utilizar un
líquido de sellado o purga adecuado en ambas patas. Cuando
Se utilizan sellos externos, este tipo de transmisor requiere la
uso de recipientes de sellado para mantener una carga externa constante y
garantizar la precisión (ver Sección 6).
3.4.4 TRANSMISORES DE CABEZA HIDROSTÁTICA
Boquillas y
válvulas de bloqueo por
tubería
presupuesto
3.4.4.1 Instalación
La carga hidrostática puede transmitirse por medio de un
tubo burbujeador y transmisor de presión o por medio de un transmisor
accionado por diafragma o fuelle montado directamente
en el buque. El último tipo de transmisor debe ser
montado en una boquilla con brida en un punto donde no estará
sujeto a bloqueo por sedimentos.
3.4.4.2 Precauciones
Los tubos burbujeadores deben dimensionarse para evitar errores de
caída de presión derivados del flujo de gas de purga. Deben instalarse
para que los sedimentos no puedan bloquear los extremos abiertos, y deben
ser apoyados, si es necesario, de modo que se eviten turbulencias o movimientos mecánicos.
Las tensiones no pueden doblarlos ni romperlos. Para mayor precisión, el
Los cables de conexión deben ser estancos. Los transmisores de tipo
burbujeador no suelen utilizarse en sistemas cerrados o presurizados.
3.4.5 TRANSMISORES DE NIVEL NUCLEAR
Desagüe de 3∕4" o más grande
3.4.5.1 General
Con tubo vertical
1
3
∕2­ o
Tuberías y accesorios de tubería de ∕4 de pulgada.
Las conexiones del
3
recipiente deben ser como mínimo 3.2.6.2).
∕4 de pulgada de tamaño (ver
Los instrumentos de nivel nuclear se utilizan donde otros tipos de
No se pueden utilizar instrumentos internos ni externos, como por ejemplo en
Torres de coquización o de vacío.
3.4.5.2 Operación
Los instrumentos de nivel nuclear miden mediante beta o
Rayos gamma detectados por detectores de radiación. Se coloca una fuente
El transmisor no debe depender de su propia tubería para
radiactiva de modo que el contenido del recipiente quede entre la fuente y el
Soporte, pero debe montarse en horquilla o soporte. Las instalaciones típicas
detector. Cuando el recipiente está vacío
se muestran en la Figura 14.
La tasa de conteo es alta y, a medida que aumenta el nivel, la tasa de conteo disminuye.
Se puede mantener una carga constante en la pata externa o de
referencia del transmisor, como se muestra en el Panel A de la Figura 14.
Debido a que el desplazamiento del elemento de medición con los cambios
arrugas.
La intensidad de la radiación detectada por el detector depende de la
densidad y el espesor del material en el recipiente, la distancia entre la fuente
de medición es mínimo, incluso con condensables, no
y el detector, y la
Se requiere un recipiente sellado.
Espesor de la pared del recipiente y del aislamiento. El rango está limitado
La figura 15 muestra un transmisor conectado por brida montado
por el tamaño de la fuente (seleccionada de fábrica para la aplicación). En
Directamente en el tanque. Este tipo de transmisor se utiliza ventajosamente
ocasiones se utilizan varias fuentes para medir.
para medir lodos o fluidos viscosos. Si es necesario,
amplios rangos (ver Figura 16).
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Figura 11: Controlador de desplazamiento de jaula externa
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Buque
Válvula de bloqueo (ventilación)
`­
­­
según especificaciones de tubería
2" o 3"
tubo vertical
Tres secciones superpuestas
vidrios de medición
Válvula de bloqueo y boquilla
según especificaciones de tubería
Válvula y acoplamiento
por tubería
presupuesto
Mirilla de nivel de 3∕4"
conexiones a la tubería vertical,
golpeado en un solo extremo
Estas asambleas
pueden ser codos, como
se muestra en la Figura 11
3∕4" o más grande
válvulas de drenaje
Nota: El instrumento puede tener conexiones laterales e inferiores o laterales y laterales, como se muestra en la Figura 10.
Figura 12: Tubo vertical con instrumento de desplazamiento de jaula externa y múltiples mirillas
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
1" (25 mm)
Brida y boquilla de 4" (100 mm)
soldado al recipiente
agujeros
Programa de 4"
40 tubos
Soldado a la carcasa
ALTERNATIVA
DISEÑO
Soldado a la tubería
Ranura de 13∕4" (45 mm) de ancho para
Pozos tranquilizadores de 48" (1200 mm),
60" (1500 mm) y más
Ranura de 1" (25 mm) de ancho para
Pozos tranquilizadores de hasta 32"
(800 milímetros)
`­
­­
12" (300 mm)
Figura 13: Pozo tranquilizador típico
3.4.5.3 Precauciones
Dado que la velocidad del sonido a través del medio por encima de la
Se puede determinar el nivel de la superficie, el tiempo medido desde la
El diseño del contenedor de origen, el tamaño y la ubicación de
La fuente y el manejo de la fuente deben cumplir con todos los
Requisitos locales, estatales y federales. Las plantas deben
transmisión de la señal hasta la recepción es proporcional al nivel.
La velocidad del sonido varía con la temperatura, la composición­
ción y elevación del espacio de vapor.
contar con personal de seguridad autorizado que esté familiarizado con
los requisitos y procedimientos de seguridad.
3.4.6.2 Instalación
El usuario debe revisar el diseño del contenedor de origen.
para garantizar que cumple con los requisitos de seguridad contra incendios, así como
Las unidades ultrasónicas no deben instalarse en áreas con
campos eléctricos fuertes (motores, relés, generadores eléctricos,
regulaciones estatales y federales actuales que limitan el uso de
dispositivos nucleares.
y así sucesivamente).
3.4.5.4 Instalación
3.4.6.3 Precauciones
Debido a los requisitos reglamentarios, los instrumentos de nivel
nuclear deben instalarse de conformidad con las instrucciones del fabricante.
instrucciones y códigos nucleares.
Los parámetros de aplicación deben revisarse cuidadosamente para
garantizar el uso correcto de los dispositivos ultrasónicos. Factores como
variaciones en la presión y temperatura del proceso, relativas
La humedad y las concentraciones de gases y vapores afectarán
3.4.6 TRANSMISORES DE NIVEL ULTRASÓNICOS
3.4.6.1 Operación
Los transmisores ultrasónicos miden el tiempo necesario para
ondas sonoras para viajar a través del espacio. Un transmisor de sonido
(transductor) convierte un pulso eléctrico en ondas sonoras que
se reflejan en la superficie nivelada que se está midiendo. El reflejado
La señal es detectada por el mismo transductor o por otro.
Velocidad del sonido. Se puede compensar estas variables.
3.4.7 CAPACITANCIA/RADIOFRECUENCIA
TRANSMISORES DE NIVEL
3.4.7.1 Operación
Un condensador consta de dos placas conductoras separadas por
un aislante. Su capacitancia es una función del área del
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
23
se va a medir. El elemento sensor puede ser simple
(metal desnudo) o revestido con un material aislante y
sirve como una de las placas del condensador.
Si el recipiente es un conductor eléctrico y el material
(líquido o granular) que se está midiendo es un aislante, un simple
Normalmente se utiliza un elemento sensor. En este caso, el recipiente
sirve como la otra placa. Dado que la constante dieléctrica de la
Si el material que se mide es diferente al del aire, vapor o gas que se
Transmisor
desplaza, la capacitancia eléctrica entre el elemento sensor y el tanque
PANEL A—TIPO ESTÁNDAR DE
varía con el nivel.
INSTALACIÓN
Si el material que se mide es un conductor eléctrico,
Se utiliza un elemento sensor aislado. En este caso, el elemento actúa
Otro tipo de colector
como una placa y la funda como aislante.
y el material que se está midiendo reemplaza el tanque como
Otra placa. El tamaño de la placa del condensador y, por lo tanto, su
capacidad, varía según el nivel.
Enchufar
Los circuitos más sofisticados, que miden tanto la capacitancia como la
Enchufar
corriente de resistencia, pueden corregir la acumulación de suciedad en el sensor.
y cambios de composición.
Toro
Toro
enchufar
enchufar
Cuando se mide una interfaz líquido­líquido y una fase
es acuoso, se mide la fase acuosa, ya que el cambio en
La capacitancia de la fase aislante es relativamente insignificante.
Los circuitos varían ampliamente de un fabricante a otro, por lo que la
PANEL B—SISTEMA UTILIZADO CON
selección debe revisarse cuidadosamente con el
fabricante.
LÍQUIDO DE LLENADO DE SELLADO
Transmisor de presión diferencial
Ubicado en la plataforma superior
3.4.7.2 Instalación
conexión superior
Uniones de orificio o de pequeña capacidad
medidores de área variable con
El elemento sensor debe estar en posición vertical y no debe estar en
contacto con la pared del vaso o sus partes internas. Aplicaciones en
En los que tanto las paredes del contenedor como el medio no son
válvulas de aguja
conductores, puede requerirse un contraelectrodo (referencia de tierra).
Buque
Hecho de un material conductor. La necesidad y el tipo de
Controlar
válvula
La referencia de tierra debe revisarse con el fabricante.
El usuario debe revisar el diseño del sello del elemento sensor para la
seguridad contra incendios y debe revisar el diseño de
Gas de purga
encabezamiento
60°
circuitos eléctricos y electrónicos para garantizar que cumplan con los
requisitos de seguridad intrínseca o a prueba de explosiones o ambos.
Los siguientes están disponibles para elementos sensores montados
internamente:
4"
(100 milímetros)
a. Capacidad de precalibración si se suministra una cubierta concéntrica.
PANEL C—MEDICIÓN DE NIVEL CON
INSTRUMENTOS DE PRESIÓN DIFERENCIAL
APLICACIÓN DE GAS DE PURGA
Figura 14—Instalaciones típicas de diferenciales
Instrumentos de nivel de presión
b. Elementos sensores que se pueden instalar o retraer debajo
condiciones de operación con la planta en funcionamiento.
c. Elementos sensores que cubren el rango de temperatura desde
gases líquidos a pellets de catalizador calientes.
Con un elemento sensor de capacitancia/radiofrecuencia en un
jaula externa, la diferencia de densidad debido a la temperatura
placas, el espaciamiento entre ellas y la constante dieléctrica
del aislante.
Un transmisor de nivel de capacitancia consiste en un elemento sensor
vertical que se inserta en el recipiente en el que se mide el nivel.
que da como resultado un nivel de líquido más bajo en la cámara es, en gran medida,
En gran medida, compensado por la constante dieléctrica más alta de la
líquido más denso, por lo que el nivel indicado estará cerca del
nivel de líquido del recipiente (ver Figura 17).
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
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24
PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Conexión de presión estática para
vasos cerrados por encima o por debajo
debajo de la atmósfera
Cápsula de diafragma sensora
La brida se monta directamente en
lado del tanque
TRANSMISOR DE NIVEL DE LÍQUIDO
Pierna mojada
Se debe tener precaución
ejercido para asegurar
que la boquilla
El diámetro interior será
aceptar una extensión
Transmisor
diafragma
TANQUE Y TRANSMISOR TÍPICOS
DIAFRAGMA EXTENDIDO
Nota: Hay una compensación disponible para equilibrar la carga hidrostática inicial en el tramo húmedo.
Figura 15: Transmisor de nivel de presión diferencial tipo brida
3.5 Controladores montados localmente
3.5.1 GENERAL
3.5.2 CONTROLADORES DE DESPLAZAMIENTO
Las prácticas recomendadas para la instalación de controladores
de desplazamiento son las mismas que para los tipos equivalentes de
Controladores montados localmente utilizados en todos los recipientes a presión
Los transmisores se describen en 3.4.2. Los instrumentos de
Incluyen el desplazamiento, el flotador de bola enjaulado, el flotador de bola interno,
desplazamiento de “doble piloto” proporcionan tanto control local
y tipos de presión diferencial.
como transmisión desde un solo desplazador.
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­­
TRANSMISOR DE NIVEL DE LÍQUIDO CON
INSTALACIÓN
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25
INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Buque
Fuente
Detector
Nivel
Figura 16: Disposición típica del transmisor de nivel nuclear
3.5.3 CONTROLADORES DE BOLA­FLOTADOR INTERNOS
contienen partículas o materiales que tienden a sedimentarse y
Eventualmente bloquearía la acción del flotador en una jaula externa.
3.5.3.1 Aplicación
tipo de instrumento. En aplicaciones severas de coquización, puede ser
A veces se utiliza un controlador interno de bola­flotador para fluidos
asfálticos o cerosos, para servicio de coquización o para líquidos que
Es conveniente utilizar una purga de vapor o aceite de lavado para mantener la
flotador limpio, el eje libre y la empaquetadura en condiciones adecuadas.
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
Nivel
EN JAULA EXTERNA
EN BUQUE
Figura 17—Transmisor de nivel de tipo capacitancia/radiofrecuencia
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
26
ción. En tales aplicaciones, es preferible utilizar otros tipos
La instalación de controladores de presión diferencial es básicamente
de dispositivos de nivel.
lo mismo que para los transmisores de presión diferencial (ver
3.4.3.1 y 3.4.3.2).
3.5.3.2 Instalación
Donde el flotador estará sujeto a turbulencia dentro del
Se deben tomar precauciones para asegurar el buque, los escudos, las guías y otras provisiones.
3.6 Interruptores de nivel
3.6.1 GENERAL
Eliminar los efectos de la turbulencia en el flotador. Neumático
Las tuberías o el cableado eléctrico de dichos instrumentos deben estar en
de conformidad con las prácticas de transmisión descritas en
Práctica recomendada 552 de API.
Consideraciones básicas sobre los instrumentos utilizados para iniciar
Las señales de alarma de nivel alto o bajo son, con la posible excepción
del tamaño del flotador, las mismas que las analizadas en 3.4 y 3.5.
Otros tipos de interruptores (por ejemplo, interruptores de presión en
el receptor en sistemas de transmisión neumática, interruptores
3.5.3.3 Indicador suplementario
accionados por presión hidrostática en tanques no presurizados,
En servicios severos, como se indica en 3.5.3.1 y 3.5.3.2, el controlador
debe complementarse con otro tipo de instrumento.
y interruptores accionados por capacitancia/radiofrecuencia y presión
(por ejemplo, presión diferencial, capacitancia/radiofrecuencia u otro tipo
diferencial en recipientes presurizados o no presurizados)
se utilizan a veces. Para una discusión detallada de las alarmas y
especial).
dispositivos de protección, consulte la práctica recomendada 554 del API.
3.5.4 PRESIÓN DIFERENCIAL
3.6.2 INSTALACIÓN DE INTERRUPTORES DE FLOTADOR
CONTROLADORES
La instalación de los interruptores de flotador es la misma que la de los
El uso más común de los transmisores de nivel de presión diferencial
Transmisores de desplazamiento tratados en 3.4.2. Una instalación típica
de interruptores de alarma de nivel alto y bajo con un paralelo
es con un receptor­controlador montado por separado.
Boquilla de 1" o
jefe del buque
Tipo descentrado de 3∕4"
grifos de medición
1"
3∕4"
Indicador
Eléctrico
conexiones
Unión de 1"
vaso
Purgar o probar
conexión
ACUERDO ALTERNATIVO PARA
INTERRUPTORES DE ALARMA
DISPOSICIÓN PARA INTERRUPTORES DE ALARMA
Figura 18: Disposición de los interruptores de alarma de nivel alto y bajo con mirillas paralelas
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1"
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
El nivel de vidrio se muestra en la Figura 18. Los interruptores de nivel
27
En algunos casos, los interruptores electrónicos pueden estar provistos de
utilizados como dispositivos de protección deben tener conexiones separadas
circuitos de prueba especiales que se activan mediante botones o un
al recipiente, independientemente de otros instrumentos.
microprocesador específicamente programado.
Los instrumentos de nivel de flotador o desplazador pueden tener una
3.6.3 INSTALACIÓN DE OTROS INTERRUPTORES
palanca o tirador que permite verificar la unidad de campo empujando hacia
Los interruptores electrónicos, como los de capacitancia/radiofrecuencia y
los sónicos, se pueden instalar en recipientes o jaulas externas en una
arriba el flotador o desplazador. Para que esta prueba sea válida, se requiere
algún método para limitar la fuerza aplicada durante la verificación. Si el
flotador o desplazador se atasca, la palanca podría liberarlo sin que el técnico
disposición similar a la que se muestra en la Figura 18.
Los presostatos en circuitos de transmisión neumática se instalan
se dé cuenta.
normalmente con válvulas de bloqueo y, a menudo, con una conexión en T
obturada. Un presostato sensible o un presostato diferencial, montado
directamente en un tanque o recipiente para indicar la presión hidrostática alta
o baja, debe ubicarse en un punto que no esté sujeto a bloqueos por
sedimentos.
mento.
3.6.5 PROTECCIÓN CONTRA SOBRELLENADO
La práctica recomendada 2350 de API proporciona información sobre la
protección contra sobrellenado.
3.7 Medición del tanque
3.6.4 PRUEBAS
Los transmisores de nivel descritos en esta sección pueden utilizarse en
Cuando la acción del interruptor es crítica o las normas o regulaciones de
la planta (por ejemplo, la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional)
exigen pruebas periódicas del interruptor, esto se puede realizar instalando
tanques de almacenamiento internos sin inventario. Para mediciones de
inventario u otras mediciones de alta precisión, consulte la norma API 2545.
una conexión hidráulica en el punto de alarma del tanque y conectando la
3.8 Accesorios
conexión a una cámara cerca del nivel del suelo donde se instala el sensor.
3.8.1 SELLOS Y PURGAS
Cuando se alcanza el nivel de alarma, el fluido fluye por la tubería y llena la
cámara, activando la alarma. Para la prueba, se vierte parte del fluido en la
cámara para llenarla. Esta configuración proporciona una prueba dinámica
total y permite realizar el mantenimiento sin necesidad de que el personal suba
al tanque.
Ocasionalmente es necesario utilizar purgadores o sellos.
Conexión con instrumentos de nivel de líquido (ver Sección 6).
3.8.2 PROTECCIÓN CONTRA LA INTEMPERIE
La sección 6 cubre la protección contra la intemperie.
SECCIÓN 4—PRESIÓN
4.1 Alcance
Esta sección describe las prácticas recomendadas para la instalación de
los instrumentos y dispositivos comúnmente utilizados para indicar, registrar y
controlar las presiones y presiones diferenciales que se encuentran
normalmente en los procesos de refinería de petróleo. Los instrumentos que
se incluyen son manómetros e interruptores de presión, transmisores de
presión y controladores y registradores instalados localmente.
4.2.2 PRÁCTICA DE APLICACIÓN
Los hidrocarburos u otros fluidos de proceso que puedan ser peligrosos o
indeseables en la sala de control en caso de fuga no deben canalizarse a
ningún instrumento ubicado en una sala de control central. Es práctica
habitual en la industria transmitir la presión de dichos fluidos, ya sea eléctrica
o neumáticamente, a los instrumentos receptores. También es práctica habitual
transmitir la presión de los fluidos a instalaciones locales donde, de otro modo,
presencia de sólidos en el fluido de proceso podría causar obstrucciones o
4.2 General
4.2.1 INTRODUCCIÓN
en los que las diferencias de elevación podrían generar problemas de presión
del líquido. El aislamiento y el calentamiento de cables largos para evitar la
congelación también pueden eliminarse mediante el uso de sistemas de
transmisión.
Ciertos procedimientos, prácticas y precauciones generales se aplican a
todos los instrumentos analizados en esta sección. Cuando corresponda, el
material analizado en los puntos 4.2.2 a 4.2.10 debe considerarse parte de
cada una de las discusiones posteriores.
4.2.3 ACCESIBILIDAD
Todos los instrumentos de presión montados localmente deben ser
fácilmente accesibles desde el nivel del suelo, plataformas, pasarelas fijas o
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se requerirían tuberías o capilares largos. Por ejemplo, en casos en los que la
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28
Calibre, si es local
indicación
El transmisor de presión cero debe complementarse
con un manómetro de proceso de rango completo, incluso si el transmisor
se requiere
Presión
instrumento
está equipado con un indicador de salida.
Alternativa
En aplicaciones donde la presión se puede controlar manualmente
acuerdo:
válvulas de colector
En una estación de válvulas de control, debe haber alguna indicación de presión.
ser claramente visible y legible desde la ubicación de la válvula hasta
Apoyo para
instrumento remoto,
permitir el control manual cuando sea necesario. Dicha indicación es
no es necesario si el sistema de control no se puede operar manualmente
desde la estación de válvulas de control.
Minimizar
según sea necesario
4.2.5 VIBRACIÓN
La mayoría de los instrumentos de presión son susceptibles a sufrir
daños, desgaste anormal o mal funcionamiento si se montan en ubicaciones
Válvula alternativa
Ubicación debido a
distancia
Donde estén sujetos a vibraciones. Si alguna parte del sistema o equipo de
presión está sujeta a vibraciones, el instrumento debe montarse en un
Por tubería
presupuesto
soporte remoto sin vibraciones.
Se deben utilizar tubos en espiral, mangueras blindadas o un sistema capilar.
proporcionado entre la fuente de presión y el instrumento.
4.2.6 PULSACIÓN
Los instrumentos que miden las presiones pulsantes de bombas y
Figura 19—Tuberías para instrumentos de presión que
Compartir una conexión de proceso común
compresores alternativos deben estar equipados con
Amortiguadores de pulsaciones para evitar fallos prematuros del
Movimientos o elementos de presión. Válvulas de aguja, flotantes.
A menudo se utilizan alfileres o dispositivos metálicos porosos para este propósito.
escaleras fijas. A veces se utiliza una plataforma rodante donde
(ver Figura 20). Manómetros indicadores con líquido lleno
Se puede acceder libremente al espacio debajo de los instrumentos.
También se deben considerar casos para aplicaciones de servicio pulsante.
cationes.
4.2.4 INDICACIÓN LOCAL
4.2.7 PURGA Y SELLADO
Donde se desea indicación local y transmisores no indicadores
Cuando se utilizan líquidos viscosos o presiones de proceso corrosivo
(electrónicos y neumáticos), interruptores y dispositivos de control local
Si se utilizan controles de presión montados, estos instrumentos deben
Se miden los fluidos o cuando es posible el taponamiento donde
Se puede complementar con un sistema de presión de proceso conectado directamente.
Si existen sólidos, un instrumento puede estar sellado, purgado o
medidores (ver Figura 19), indicadores de salida, o ambos. Un sup­
protegido por un sello de diafragma o protector (ver Figura 20).
Amortiguador de pulsaciones o
sello de diafragma
Minimizar
Manómetro
válvula de purga
Por tubería
presupuesto
Válvula de manómetro, por
especificaciones de tuberías
Figura 20—Tuberías para manómetros en ambientes pulsantes, corrosivos,
Servicio de lodos o fluidos congelantes
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
La unidad de sello de diafragma debe tener una conexión de descarga
veces se utiliza en casos en los que el acero al carbono de otro modo sería
y partes mojadas de un material adecuado para resistir la corrosión.
aceptable.
Para instrumentos con conexiones de tamaño de tubería menor al
Los sellos de diafragma con o sin conductores capilares son cada vez más
1
∕2
pulgada
aceptados debido a la disponibilidad de
nominal, se debe reducir el tamaño de la línea en el instrumento. La primera
Fluidos de llenado adecuados. No inflamabilidad, baja presión de vapor.
válvula de bloqueo en la conexión al proceso...
y un bajo coeficiente de expansión son características de la
debe cumplir con las especificaciones de las tuberías del proceso y debe
Fluidos utilizados. Para minimizar el calentamiento por calor, algunos prefieren
∕4 tamaño
de pulgada
de tamaño
Normalmente tiene un
de ∕2 pulgada;
ver (un mínimo de
manómetros sellados con diafragma en todos los fluidos que se congelan a
Figura 19). Algunas empresas prefieren utilizar carrocería extendida.
3
1
Temperaturas ambiente. Los fabricantes pueden suministrar instrumentos.
válvulas de compuerta para tuberías pequeñas de acuerdo con la norma API 606.
Completo con el sello y capilar ensamblados.
Algunos usuarios permiten válvulas de la misma clasificación pero
Se debe investigar la precisión requerida para las unidades con sistema lleno.
Especificaciones menos estrictas para la valvulería secundaria en el colector.
Los errores aumentan a medida que disminuye el rango. Precaución.
Para evitar daños al instrumento conectado, este debe desconectarse durante la
Se debe tomar la medida para aislar el capilar de cualquier variable
prueba hidrostática.
Fuente de calor, como trazas de calor o tuberías de proceso. Los instrumentos de
Todas las tuberías deben desbarbarse después de cortarlas y limpiarse con aire comprimido.
Minimizar el error debido a la expansión térmica. Conductores capilares.
de recortes y otros materiales extraños. Este tema suele ser
Debe ser lo más breve posible, ya que el tiempo de respuesta aumenta con la
cubierto por la especificación de tuberías de proceso aplicable.
longitud. El tiempo de respuesta también se ve influenciado por
temperatura y el tipo de líquido de llenado.
4.2.8.3 Conexiones cortas
Una purga se utiliza comúnmente para instrumentos de presión en servicio
con sólidos fluidizados. Consulte la Sección 6 para obtener información adicional
La instalación más satisfactoria y económica de un
sobre sellos, cantidades y métodos de purga, y ubicación.
El dispositivo de presión generalmente se logra acoplando el dispositivo como
lo más cerca posible de la conexión del proceso, de manera consistente
de puntos de purga.
con requisitos de accesibilidad y visibilidad (ver Figura 21).
Esta práctica requiere menos material y trazado de calor, elimina las trampas de
4.2.8 TUBERÍAS
vapor y los problemas de presión de líquido y reduce la
Posibilidad de fugas y taponamientos.
4.2.8.1 Tamaño y diseño
4.2.8.4 Conexiones largas
Se deben proporcionar conexiones de proceso a los instrumentos.
e instalado de acuerdo con las especificaciones de tuberías y materiales
Donde la válvula de bloqueo del proceso no es fácilmente accesible
Programa de ∕2 pulgada
aplicables. Al seleccionar la tubería, 1
Desde la ubicación del instrumento, una válvula de bloqueo adicional y
Se debe instalar una válvula de purga en el instrumento.
Se deben utilizar tuberías y accesorios de 80 mm. Al seleccionar la tubería,
1
Generalmente, se aceptan tubos con un diámetro ∕2 o
3
∕8 de pulgada y un mini­
Cuando se conectan varios dispositivos de medición de presión
exterior de 0,035 pulgadas y un espesor de pared de 0,035 pulgadas.
Desde una toma de presión de proceso, la buena práctica requiere válvulas de
reducir o eliminar la corrosión y eliminar el gasto de
bloqueo y purga separadas para cada instrumento de presión (ver
Limpieza y pintura de tubos de acero inoxidable o de aleación.
Figura 19).
Minimizar
Manómetro
válvula de purga
Por tubería
presupuesto
Válvula de manómetro, por
especificaciones de tuberías
Figura 21: Manómetros soportados por tuberías
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4.2.8.2 Limpieza
detección de presión diferencial deben utilizar un par de capilares.
cables que tienen la misma longitud y siguen el mismo camino hacia
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30
4.3 Manómetros e interruptores de presión
4.2.8.5 Flexibilidad de las tuberías
4.3.1 CONEXIONES
Las tuberías de presión de los instrumentos deben instalarse y sujetarse de
manera que las fuerzas desarrolladas por la expansión del aire caliente
Manómetros e interruptores de presión de tubo Bourdon indicadores para
Las tuberías o los recipientes no pueden provocar fallas en las tuberías ni tensión en ellas.
El montaje empotrado en los paneles de instrumentos de campo locales debe ser
el instrumento. Manguera blindada de alta presión o tubo flexible
Conectado de nuevo. Medidores montados en superficie y en campo y
Se puede utilizar donde se requiere un alto grado de flexibilidad en las tuberías.
Los interruptores deben estar conectados en la parte inferior. Para los interruptores mecánicos
resistencia, el tamaño de conexión recomendado es
4.2.9 RECINTOS
1
∕2
pulgada.
4.3.2 SOPORTES
Si la caja estándar del fabricante no es adecuada, se deben
Un medidor o interruptor puede estar sostenido por su tubería si es
proporcionar envolventes para proteger los instrumentos montados
localmente de las condiciones ambientales. Los envolventes no deben
Cuando se prevé vibración, la buena práctica requiere soporte independiente
Restringir el aire de purga de los instrumentos neumáticos y la disipación de
(ver 4.2.5, 4.2.8.5 y Figura 22).
acoplado estrechamente a la conexión del proceso (ver Figura 21).
calor de los dispositivos electrónicos. La clasificación del área puede
4.3.3 DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD
requieren recintos especiales para cumplir con los requisitos de la NFPA
70 y otros códigos nacionales o locales.
Todo manómetro de proceso debe estar provisto de un
Dispositivo, como un inserto de disco o una tapa de escape, diseñado para
4.2.10 ELEMENTO Y ENCHUFE (MOJADO)
aliviar el exceso de presión en la caja. Este dispositivo puede evitar la rotura del
MATERIALES
cristal o de la caja en caso de que el elemento de presión...
Los materiales deben seleccionarse para resistir la corrosión
falla. Algunos usuarios también requieren un diseño de calibre frontal sólido para
El fluido del proceso y las condiciones ambientales. Los elementos de presión
Manómetros para servicio de alta presión. Los manómetros están disponibles con
directa, como los tubos Bourdon y los fuelles, son delgados.
vidrio de seguridad o ventanas de plástico como medida de seguridad adicional.
y ofrecen un margen mínimo de corrosión. Acero inoxidable tipo 316.
Los soportes de calibre deben diseñarse de manera que el disco de escape
El acero es el material más comúnmente utilizado en servicio corrosivo para
No está cubierto. Los medidores de campo no deben pintarse, y el aislamiento
elementos, casquillos y otras piezas en contacto con el agua. El bronce es
sobre el trazado de calor no debe cubrir ni restringir el disco.
Se utiliza comúnmente para aire, agua dulce y gases inertes. Monel
o reventones. Recortes por exceso de presión, con o sin
Es un material superior para soluciones cáusticas y salinas donde
Los controles de velocidad están disponibles para limitar el exceso de rango.
La corrosión bajo tensión por cloruro podría afectar negativamente al acero inoxidable.
4.3.4 SIFONES
acero. Hay otros materiales disponibles para situaciones especiales, pero
Se deben proporcionar sifones o sellos de condensado tipo “cola de cerdo”
En condiciones severamente corrosivas, el uso de un sello de diafragma
para vapor u otros vapores condensables calientes cuando el manómetro está
La elección más común es un material adecuado (véase 4.2.7).
Abrazadera angular
Parte posterior del
medidor de montaje en superficie
(no cubrir
disco de seguridad
insertos)
Perno en U
Perno en U para tubo al soporte
Soporte angular
Figura 22—Soportes de calibre montados en campo
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Se montan sobre la conexión del proceso, lo que permite el drenaje del
Manómetro
condensado al proceso. Los sifones protegen el manómetro de daños
térmicos y errores debidos a la temperatura. La mayoría de los fabricantes
de manómetros ofrecen sifones de acoplamiento cerrado (véase la Figura
23).
4.3.5 MATERIAL Y TAMAÑO DE LA CAJA
válvula
de purga
Las cajas de los manómetros están hechas de acero inoxidable,
Válvula de manómetro,
aluminio o plástico. Los manómetros con caja de plástico no deben
según especificaciones de tubería
utilizarse en lugares donde la temperatura pueda deformar el plástico. Las
cajas de 3 1/2 y 4 1 1/2 pulgadas generalmente son aceptables en el proceso.
servicio de fluidos.
4.4 Transmisores de presión
4.4.1 CONEXIONES
SIFÓN DE ACOPLAMIENTO CERRADO
Como se explicó en 4.2.8.1, la conexión del proceso generalmente
Manómetro
3
tiene un tamaño de ∕4 de pulgada, y la primera válvula de bloqueo cumple
con las especificaciones de tubería de proceso aplicables. La más común
∕2 pulgada.
Sifón de tubería o coleta
Minimizar
1 tamaño para conexiones de instrumentos es
4.4.2 CONSIDERACIONES DE INSTALACIÓN
válvula de purga
La instalación de un transmisor de presión requiere una cuidadosa
evaluación de diversos factores. Es importante conocer las características
Válvula de
físicas y las condiciones de operación del fluido de proceso. A continuación,
manómetro,
se presentan algunas pautas (véase la Figura 24): a. La tubería de
según especificaciones de tubería
Según
especificaciones de tubería
impulsión debe ser lo más corta posible. b. Los transmisores
más grandes y pesados deben sujetarse por medios distintos a la conexión
al proceso. c. Se debe evitar la colocación de grifos
en la parte inferior de la línea debido a la posible presencia de sedimentos
o incrustaciones. d. Los transmisores en servicio de líquido o vapor
Acoplado con
Acoplado con
Válvula convencional
válvula de manómetro
SIFÓN DE COLETA
condensable, como vapor, deben ser autoventilados (es decir, montados
debajo de la conexión al proceso, con todas las líneas inclinadas hacia el
Figura 23—Manómetros con sifón requerido en
instrumento) para evitar que el gas quede atrapado en el instrumento. e.
Servicio de vapor condensable caliente
Los transmisores en servicio de gas deben ser autodrenantes (es decir,
montados encima de la conexión al proceso, con todas las líneas inclinadas
hacia la conexión al proceso) para evitar que el líquido quede atrapado en
el instrumento. f. La instalación debe proteger el transmisor tanto de la
3. Utilizando un sello de diafragma y un capilar para transmitir presión.
Asegúrese del transmisor.
temperatura ambiente como de la del proceso.
Si la temperatura del proceso está fuera de los límites del transmisor, se
pueden utilizar las siguientes medidas para garantizar que la temperatura
en el transmisor esté dentro de las especificaciones del fabricante:
4.4.3 PRESIÓN DIFERENCIAL
TRANSMISORES
La presión diferencial se mide con un transmisor de presión diferencial.
Si es necesario purgar para servicios con baja presión diferencial, se debe
tener especial cuidado para garantizar que la tasa de purga no genere
lecturas erróneas (véase la Sección 6; véase la Figura 25 para un ejemplo).
2. Purga del transmisor. Para la purga, se deben utilizar tuberías de
diámetro suficiente para minimizar la fricción (véase la Sección 6).
presión manométrica baja dejando la conexión de baja presión del
`­
­­
1. Proporcionar una longitud suficiente de tubería sin aislamiento para
reducir o aumentar la temperatura del fluido del proceso en el
transmisor.
Se puede utilizar un transmisor de presión diferencial para medir la
transmisor abierta a la atmósfera.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
32
válvula de ventilación
válvula de bloqueo
Alternativa:
válvulas de colector
Según especificación de tubería
Accesorio enchufable para rellenar
servicio de vapor
Gas
Válvula de bloqueo (no necesaria si
Líquido
El transmisor está acoplado estrechamente
a la línea)
Alternativa:
válvulas de colector
válvula de drenaje
Nota: Las tuberías deben estar inclinadas de manera que el condensado de gas se drene nuevamente hacia la línea de proceso.
4.5 Controladores montados localmente y
Grabadoras
ser accesible desde una plataforma debe ser compatible con el
4.5.1 CONEXIONES
acero estructural de la plataforma y no de la plataforma o
pasamanos.
Requisitos de conexión del proceso para montaje local
Los controladores y grabadores son similares a los de los transmisores.
(véase 4.4.1).
4.5.2 SOPORTES
En general, los instrumentos deberían ser respaldados de forma independiente.
de la conexión al proceso. La tubería se encuentra a nivel y sobre una plataforma.
Las estructuras de forma se utilizan comúnmente. Instrumentos que son para
Se debe tener cuidado para evitar imponer tensiones en el instrumento
desde las tuberías o conductos (consulte las recomendaciones del API).
Práctica 550, Parte 1, Sección 7).
4.5.3 CONSIDERACIONES DE INSTALACIÓN
Muchas de las pautas de instalación para transmisores son
pertinente a los instrumentos montados localmente (véase 4.4.2).
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`­
­­
Figura 24: Instalación típica de transmisores de presión para servicio de gas, líquido y vapor
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33
INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Presión diferencial
transmisor (con
válvulas de ventilación)
Dónde hay condensación
presente, proporcionar purga de gas
o aumentar el tamaño de la línea de impulso
Compensar el transmisor
calibración para cabeza de pierna baja
Transmisor de presión diferencial
(con válvulas de drenaje)
Figura 25—Esquema para la medición de la diferencia de presión a través de un
Reactor o Sección de Torre
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
34
SECCIÓN 5—TEMPERATURA
5.1 Alcance
En esta sección se presentan prácticas comunes para la instalación de
dispositivos para medir y visualizar la temperatura en la refinería
procesar servicios y hacer lo siguiente:
el fluido medido, la velocidad del flujo, la diferencia de temperatura entre el
fluido medido y la cabeza del pozo, y la
distribución del material y la masa del pozo y el elemento sensor
mento.
Una inmersión insuficiente puede provocar errores debido al calor.
a. Mostrar la temperatura en el punto de medición.
se conducirá hacia o desde el extremo sensible del
b. Utilice la temperatura para el control local de la variable del proceso.
Termopozo. Una longitud de inmersión excesiva en servicio de alta
velocidad puede provocar la rotura de los termopozos.
c. Transmitir la temperatura a una ubicación remota para indicación, registro,
alarma y/o control en ese punto.
En la discusión se incluyen los tipos más comunes de
Dispositivos de medición y accesorios: termopares, detectores de temperatura
de resistencia, instrumentos de sistema lleno, instrumentos de cuadrante.
termómetros, termistores y pirómetros de radiación. Se analizan los
termopozos debido a sus requisitos como...
parte de los sistemas de temperatura en la mayoría de las aplicaciones. Autoactuante
controladores de temperatura, multiplexores e instrumentos digitales
También se incluyen en lo que respecta a su uso en la medición de
temperatura. Dado que los sistemas de transmisión se analizan en la Práctica
Recomendada 552 del API, la temperatura
La transmisión se analiza brevemente en esta sección. La medición de la
temperatura de transferencia de custodia se trata en el Capítulo
7 del Manual API de Normas de Medición de Petróleo.
5.2 Termopozos
5.2.1 GENERAL
Exposición directa de dispositivos de detección de temperatura al proceso
Un termopozo instalado perpendicularmente o en un ángulo de 45 grados
con respecto a la pared de la tubería debe tener una inmersión mínima
longitud de 2 pulgadas y una distancia máxima de 5 pulgadas desde
la pared de la tubería. Si el termopozo se instala en ángulo
o en un codo, la punta debe apuntar hacia el flujo en el
línea de proceso.
Pozos termoeléctricos instalados en líneas por donde fluye fluido
A alta velocidad, puede estar sujeto a vibraciones, lo que puede romper el
pozo debajo del soporte. Vástagos cónicos y en U.
Se recomiendan longitudes establecidas mediante análisis de tensión para
líneas de alta velocidad (ver ASME PTC 19.3).
Los termopozos deben ser adecuados para las tensiones resultantes
De las condiciones de velocidad de la corriente. La frecuencia de estela
(comúnmente conocida como "Strouhal" o "rastro de Von Karman")
No debe exceder el 66 % de la frecuencia natural del termopozo. Si el
requisito del 66 % resulta en una configuración no estándar del termopozo,
se deben considerar todos los datos y parámetros.
Se deben revisar las alternativas que afecten el diseño. Consulte los códigos
de pruebas de rendimiento ASME para obtener más detalles.
Este fenómeno.
fluidos suele ser poco práctico. Termopozos (ver Figuras)
elementos térmicos y permitir la extracción de estos elementos
durante el funcionamiento de la planta a pesar del desfase térmico introducido.
5.2.4 MATERIALES
Los materiales seleccionados para los termopozos deben ser adecuados
para la temperatura y el entorno de corrosión encontrados.
Es importante mantener un buen contacto entre todos los elementos sensores
Para servicios generales en los que normalmente se utilizan tuberías de acero al carbono.
de temperatura y el fondo de sus pozos.
usado, el material de calidad mínima que normalmente se especifica es el Tipo
5.2.2 LONGITUD DE INSERCIÓN
Acero inoxidable 304 o tipo 316. Los termopozos en ciertos servicios
corrosivos (como ácidos diluidos, cloruros y ácidos orgánicos pesados)
La longitud de inserción, U (ver Figura 26), es la distancia
requieren materiales de pozo adecuados para el tipo específico.
desde el extremo libre del elemento sensor de temperatura o
Medios corrosivos. Termopozos para uso en ácido fluorhídrico.
Bueno, hasta pero sin incluir las roscas externas u otras
Las unidades de alquilación, reformado catalítico (servicio de hidrógeno),
medio de fijación a un recipiente o tubería.
hidrocraqueo y craqueo catalítico fluido requieren
5.2.3 DURACIÓN DE INMERSIÓN
Atención de ingeniería al seleccionar los materiales de construcción.
Algunos fabricantes de termopozos incluyen guías de selección de
La longitud de inmersión es la distancia desde el extremo libre de
El elemento o pozo sensor de temperatura hasta el punto de inmersión en el
medio cuya temperatura se mide. La longitud de inmersión necesaria para
obtener una temperatura óptima...
La precisión y el tiempo de respuesta son una función de factores como:
el tipo de elemento sensor, el espacio disponible, el diseño de
materiales en sus manuales y catálogos, que sirven
como referencias útiles.
5.2.5 CONSTRUCCIÓN
Detalles típicos de construcción e instalación de termopozos
se muestran en las figuras 26 a 28. Los termopozos pueden ser de tornillo
La conexión mecánica y los requisitos de resistencia del pozo.
montado, como se muestra en la Figura 26, Panel A; Figura 27, Panel
La profundidad de inmersión óptima también depende de la transferencia de calor.
A; y Figura 28, Panel A. También se pueden utilizar termopozos Van Stone
consideraciones, según lo determinado por las propiedades físicas de
(ver Figura 26, Panel C); sin embargo, cuando se usan con frecuencia
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`­
­­
26–28) se emplean en la medición de temperatura para proteger
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pulir
a
Tallo
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B16.5.
ASME
en
especifica
como
libras,
1500
presión
de
clase
la
utilizar
debe
se
Stone,
Van
termopozos
los
Para
2.
pozo.
proveedor
el
por
yfabricada
suministrada
ser
La
proyecto).
especificaciones
las
(consulte
termopar
del
clasificación
la
para
adecuada
B16.5
ASME
brida
una
utilizar
debe
se
brida,
con
termopares
Para
1.
Notas:
TERMOPOZO
17∕32"
0,002"
±
11∕32"
termopozo
del
Instalación
26:
Figura
pulir
a
Tallo
exterior.
diámetro
el
con
concéntrico
ser
debe
orificio
El
pulido
y
CON
—
B
PANEL
BRIDA
TERMOPOZO
TERMOPAR
pared
la
de
10%
del
dentro
espesor
soldar
Tú
TERMOPAR
—
A
PANEL
ROSCADO
ypulido
1 "2∕
pared
la
de
10%
del
dentro
espesor
5 "8∕
11∕16"
1 "4∕
tangencialmente
conicidad
y
Curva
total
Penetración
NPT
∕2"
1
1.315"
17∕32"
0,002"
±
11∕32"
11∕16"
3∕16"
de
radio
5 "8∕
exterior.
diámetro
el
con
concéntrico
ser
debe
orificio
El
3∕16"
de
radio
7 "8∕
tangencialmente
yconicidad
Curva
NPT
1"
NPT
∕2"
1
∕2"
11
mínimo
1∕4"
TERMOPOZO
—
C
PANEL
STONE
VAN
45°
×
1∕32"
de
Chaflán
Polaco
3∕8"
1∕4"–
NPT
∕2"
1
1.315"
2"
3∕4"
0,002"
±
0,26"
de
interior
Diámetro
1∕16"
de
radio
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
35
21 "4∕
Tú
do
11 "2∕
1 "2∕
32 ∕
3"
7 "8∕
Tú
32 ∕
3"
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
do
do
36
Soldadura de penetración completa
Elbolet roscado de
1" y 3000 libras
Fluir
Fluir
Boquilla de
cuello de soldadura de
1" de largo
Soldadura de penetración
completa
Tamaño mínimo de 3"; para
líneas más pequeñas, aumente a 3"
como se indica
Reductores concéntricos
PANEL A—ROSCADO
PANEL B—CON BRIDA
Notas:
3. Las bridas deben cumplir con ASME B16.5.
1. La dimensión C debe ser de al menos 24 pulgadas para proporcionar espacio libre para la
extracción del termopozo.
4. El diámetro interior de las conexiones bridadas debe ser de al menos 1 pulgada.
5. Las instalaciones de codos se prefieren para líneas de 6 pulgadas y más pequeñas.
2. Cuando los reductores se instalan horizontalmente, se debe utilizar el tipo excéntrico para
6. Es preferible que los pozos se instalen verticalmente, sobre la tubería. Para líneas menores
evitar bolsas.
de 3 pulgadas, la instalación de cualquier codo debe ser vertical.
Figura 27: Instalación de termopozos en codo
Si la inspección, los materiales especiales (por ejemplo, revestimiento
Espesores permitidos por las condiciones de operación. Se pueden
de vidrio), los ciclos de temperatura o las limitaciones de presión y
utilizar termopares con resorte para asegurar que el elemento se asiente
temperatura lo requieren, los pozos con brida (Figura 26, Panel B; Figura
en el fondo del pozo, mejorando así la conductividad térmica del fluido
27, Panel B; y Figura 28, Panel B) se instalan comúnmente de acuerdo
de proceso. Cada pozo termométrico debe llevar estampado el número
con las especificaciones de tuberías. Cuando la experiencia indica que
de etiqueta de su elemento de temperatura correspondiente.
do
do
se requiere una respuesta rápida a la temperatura, los pozos térmicos
deben construirse con la pared mínima.
Acoplamiento o
thredolet de 1" y 3000 libras
Boquilla de cuello de soldadura de
1" de largo
Soldadura de penetración completa
Soldadura de penetración completa
1'0"
1'0"
PANEL A—ROSCADO
Tamaño mínimo de 6"; para
líneas más pequeñas,
aumente a 6" según sea necesario
PANEL B—CON BRIDA
Notas:
3. Las bridas deben cumplir con ASME B16.5.
1. La dimensión C debe ser de al menos 24 pulgadas para proporcionar espacio libre para la
extracción del termopozo.
4. El diámetro interior de las conexiones bridadas debe ser de al menos 1 pulgada.
5. Las instalaciones de codos se prefieren para líneas de 6 pulgadas y más pequeñas.
2. Cuando los reductores se instalan horizontalmente, se debe utilizar el tipo excéntrico para
6. Es preferible que los pozos se instalen verticalmente, sobre la tubería. Para líneas menores
evitar bolsas.
de 3 pulgadas, la instalación de cualquier codo debe ser vertical.
Figura 28: Instalación de termopozos en recipientes y líneas
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Tabla 1: Materiales del termopar y rango de temperatura
Temperatura normal
Normas ANSI
Símbolo
Materiales del termopar
mi
Cromel­Constantán
Hierro­Constantán
Cromel­alumbre
Yo
K
R
S
T
Platino, 13% rodio­platino.
Platino, 10% rodio­platino.
Cobre­Constantán
5.3 Temperatura del termopar
Instrumentos
°F
°C
–300 a 1600 –200 a 900
30 a 1400 0 a 750
–300 a 2300 –200 a 1250
30 a 3000 0 a 1650
30 a 3000 0 a 1650
–300 a 650 –200 a 350
La elección del tipo de unión a instalar es una consideración de ingeniería
que está más allá del alcance de este documento.
Las prácticas de las plantas y la literatura de los fabricantes son buenas
fuentes de información.
5.3.1 GENERAL
Los materiales de termopar más comúnmente utilizados en la
5.3.2.3 Instalación
Los datos sobre la industria del refinado se enumeran en la Tabla 1.
Los termopares generalmente se instalan en termopozos, como
5.3.2 APLICACIONES
discutido en 5.2. Para minimizar el retardo de temperatura (respuesta
5.3.2.1 General
tiempo), el termopar debe estar en contacto con el fondo
del pozo. Se debe utilizar el tipo correcto de cables de extensión para el
Los instrumentos de temperatura que utilizan termopares son algunos
termopar en particular para conectarlo al instrumento. Para obtener
De los métodos de medición de temperatura más generalmente aplicados.
información sobre el termopar
Dispositivos. Son aplicables a un amplio rango de temperaturas con una
cables de extensión, consulte 5.3.5.
precisión y repetibilidad aceptables. Adicional
Los termopares con revestimiento metálico y aislamiento mineral son
La información sobre las aplicaciones de estos instrumentos se puede obtener
Se encuentra en ASTM STP 470B.
A veces se instala con el cabezal del termopar separado.
Desde el termopozo. Un ejemplo de este tipo de instalación
se muestra en la Figura 30.
5.3.2.2 Fabricación
Hay aplicaciones en las que los termopares con revestimiento metálico y
Los detalles de fabricación de los termopares están cubiertos en la norma ANSI
aislamiento mineral a veces se instalan como elementos desnudos sin
MC 96.1. Los conjuntos de termopares más utilizados son los que tienen
revestimiento metálico y aislamiento mineral. Un termopar con revestimiento...
respuesta. Este tipo de instalación solo debe utilizarse donde
El termopar proporciona mayor protección física y química para los cables
El fluido o las condiciones del proceso no presentan ningún riesgo para el personal.
del termopar y se puede doblar o moldear para
Durante la extracción del elemento. Cuando se instalan termopares sin
termopozos, generalmente para obtener una transmisión más rápida.
formas necesarias, y permite que la unión o vaina sea
termopozos, se utilizan etiquetas de cableado especiales de un tipo específico.
soldados a una superficie. Estos conjuntos se fabrican aislando los
Se debe adjuntar un color y un material duradero como advertencia.
conductores del termopar con un material de alta pureza y densamente...
personal de mantenimiento.
Material cerámico empaquetado (generalmente óxido de magnesio) y que
Los termopares con revestimiento metálico ofrecen una mayor vida útil y
encierra el conjunto en una funda metálica exterior. Los diámetros exteriores
una mayor precisión a largo plazo en comparación con los termopares de
varían de 0,04 a 0,84 pulgadas (de 1 milímetro a 21
cable desnudo. Los termopares con revestimiento metálico generalmente...
milímetros) utilizando tamaños de cable de termopar de calibre 36
Hasta calibre 8. Los cables de mayor calibre utilizados en aplicaciones de
temperatura elevada tienden a aumentar la durabilidad de la instalación. El
Par termoeléctrico
cable
material de revestimiento está disponible en una variedad de acero inoxidable.
aceros, aleaciones de níquel­cromo­hierro y níquel­cobre (para
A
ejemplo, Inconel y Monel), titanio, tantalio, platino,
Vaina
y otros materiales trabajables.
Existen dos tipos de uniones de medición (ver Figura 29)
uso general:
Aislamiento
SECCIÓN TRANSVERSAL
a. El tipo A es la construcción estándar; tiene una punta conectada a tierra.
B
Soldado o soldado con plata a la funda para una respuesta rápida.
b. El tipo B tiene una punta sin conexión a tierra (aislada eléctricamente de
Figura 29: Revestimiento metálico y aislamiento mineral
Conjuntos de termopares
la vaina) para una respuesta más lenta.
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
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Cabezal de termopar para
termopar de un solo elemento
Pozo termoeléctrico
Cojinete
Ver nota
Conducto
Accesorio de tubo
Foca en maceta
3"
mínimo
Alivio de tensión
caucho de buje
ojal
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
Cable blindado de 2" de largo
amueblado integralmente
con termopar
Nota: Se debe proporcionar un conector macho para el paso del termopar. La férula y la tuerca deben
Una vez instalado, se debe empujar el termopar hasta el fondo del pozo y luego se debe colocar la tuerca del tubo.
apretado para asegurar el termopar en el pozo.
Figura 30: Conjunto de termopar y cabezal de tipo envainado
5.3.3 TEMPERATURA DE LA SUPERFICIE DEL TUBO
ha sido más satisfactorio en aplicaciones que requieren largas longitudes
MEDICIÓN
de instalación, como los reactores.
Para la instalación en campo, el termopar no debe conectarse
Una aplicación especial de los termopares es la medición de
directamente a un conducto rígido; se requiere una conexión flexible.
La temperatura de la piel o superficie metálica del tubo del horno.
Se debe utilizar, como se muestra en la Figura 31.
tubos. Estas instalaciones requieren una atención cuidadosa para garantizar
Se debe prestar especial atención a la instalación para que
que el termopar esté correctamente fijado al tubo y
que es posible ventilar el fluido del proceso desde el termopozo
y conducto en caso de fallo.
protegido de la radiación del horno. Se debe tener cuidado de
Un sello con un drenaje
minimizar la adición de masa en el punto de medición.
en el extremo del termopar del conducto y un sello con un
Drenaje en el punto de entrada a la sala de control para proporcionar un
La adición de masa puede resultar en un tiempo de respuesta más lento y
doble bloqueo y purga en caso de que falle el termopozo y el proceso.
posibles errores en la medición. Los espacios entre la pared del tubo...
y la unión del termopar debe minimizarse. Muchos
El fluido o gas ingresa al conducto (ver Figura 30).
La elección entre termopares conectados a tierra o no conectados a tierra es
Las empresas tienen sus propios estándares para esta aplicación.
dictado por la aplicación. Para termopares con conexión a tierra,
Estas instalaciones pueden ser costosas, complejas y pueden no ser...
Se debe tener cuidado para garantizar que haya una conexión a tierra adecuada.
ser completamente confiable
Un diseño para conectar este tipo de termopar a
Provisto en el termopozo. Independientemente del tipo utilizado para
La medición y la conexión a tierra solo deben realizarse en un punto.
Los tubos calefactores se muestran en la Figura 32. Otros diseños también pro­
Unión masculina
Accesorio de conducto tipo L
Agujero de drenaje
Par termoeléctrico
cabeza
Conector de 3∕4"
Agujero de
Sello de drenaje
Reductor
drenaje
requerido
Conducto metálico flexible de 3∕4" o
Acero
conducto flexible de 3∕4" con revestimiento TW
pezón
(ver nota)
Nota: Cuando se utilizan conductos de acero flexibles con revestimiento TW, se deben ventilar para aliviar la presión en caso de que
falle el termopozo.
Figura 31: Conexiones de termopar a conducto
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Expansión de elementos
bucle de dos
diámetros de tubos
Tubo calefactor
Vaina del elemento
Tubo calefactor
Vaina del elemento
2"
1"
Calefactor de pared
apertura de salida
Clip de sujeción
Unión caliente
Terminal
cabeza
Ver detalle
Tubo calefactor
Detalle
Tangencial completo
soldadura de filete
Accesorio de longitud completa
Soldar en ambos lados de
filo de cuchillo
Figura 32: Termopar de superficie de tubo con borde de cuchilla para tubo calentador
Brindan un servicio satisfactorio. Los termopares de este tipo también son...
Los materiales para los cables de extensión del termopar se enumeran en
Se utiliza para medir las temperaturas superficiales de la pared externa de
Tabla 2. Para los límites de error asociados con los cables de extensión,
Reactores y otros recipientes. Requieren el mismo cuidado que
Consulte la norma ANSI MC 96.1. Los tamaños que se utilizan normalmente para
Instalaciones de medición de temperatura superficial de tubos de hornos.
cables de extensión, ya sea individualmente o en pares, son 14, 16 y 20 (American Wire).
calibre del cable (AWG), siendo 16 AWG el más común
5.3.4 MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA DE LA CAJA DE FUEGO
Los termopares en las cajas de fuego requieren un manejo especial.
Tamaño utilizado. Cuando se agrupan y se refuerzan para proporcionar resistencia.
Para tracción, se pueden utilizar tamaños de 20 AWG y menores.
debido a la construcción del muro. La figura 33 muestra un ejemplo típico
instalación.
5.3.6 ACONDICIONAMIENTO DE LA SEÑAL
5.3.5 CABLES DE EXTENSIÓN
5.3.6.1 General
Los cables de extensión del termopar deben tener las mismas características
Los acondicionadores de señal reciben señales de entrada de uno o
de temperatura de fuerza electromotriz que el termopar al que están conectados.
más sensores y generar una señal de salida correspondiente en
Esto, en efecto,
un formato que pueda ser aceptado por monitores o controladores.
Transfiera la unión de referencia en el extremo alejado del termopar a un punto
donde su temperatura sea razonablemente estable y donde se pueda controlar el
Los instrumentos suelen utilizar componentes electrónicos digitales de estado sólido.
amplificadores o microprocesadores que linealizan o caracterizan
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
efecto de las variaciones de temperatura.
Las entradas del termopar deben coincidir con las tablas de calibración. La
compensado. El uso de cables de extensión incorrectos
impedancia de entrada suele ser muy alta.
provocar errores en las lecturas de temperatura al crear termopares adicionales
en los bloques de terminales o en el instrumento.
La protección contra rotura del termopar (circuito abierto) debe
Se proporciona y normalmente es parte del diseño del amplificador.
Cables de extensión para termopar, que están disponibles
Algunos diseños de sistemas digitales proporcionan verificación de continuidad
En pares o en paquetes con múltiples pares, deben instalarse
mediante la generación de pulsos que, cuando se envían a través de las líneas
como se describe en la Práctica Recomendada 550 de API.
del termopar, podrían afectar las señales de multiplexación.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
El amplificador debe tener un alto rechazo de modo común.
El cabezal del termopar puede tener limitaciones con respecto a los efectos
Para evitar la conversión del modo común al modo normal
de la temperatura ambiente, la accesibilidad, la vibración y
voltaje. Esto es extremadamente importante para los circuitos de medición de
Puesta a tierra. Los transmisores montados a distancia del termopozo ofrecen
alta velocidad, pero no debe descuidarse para los circuitos de baja velocidad.
cortes.
ventajas para superar estas dificultades; se pueden utilizar medidores o
indicadores receptores para la indicación local.
Es una práctica normal proporcionar termopares duales para
5.3.6.3 Multiplexación
bucles de control.
Los sistemas de multiplexación reúnen muchos termopares (o
5.3.6.2 Transmisores de termopar
Otros sensores) se combinan en una o más unidades. La temperatura de la
Los transmisores de termopar se pueden montar en el cabezal del
unión de referencia se mide en el multiplexor.
La unidad maestra selecciona una entrada para medir, ya sea mediante
disponibles. Uno se monta directamente.
acceso aleatorio o programado. La entrada seleccionada es
`­
­­
termopar o en la sala de control. Hay dos tipos de transmisores de campo
en el termopozo, y uno está montado de forma remota desde el
Convertida a una señal digital en la unidad de campo. La unidad maestra
Pozo termoeléctrico. Transmisores de termopar montados en el
recibe la señal; realiza linealización, unión de referencia­
Colocar
tornillo
Refractarios y aislantes
Tubo
revestimiento de acero
Enhebrado
acoplamiento o
brida
Tú
Aproximadamente 3"
ROSCADO
BRIDA DE PISO
Aproximadamente 3"
BRIDA
Refractarios y aislantes
revestimiento de acero
Compresión
adecuado
Sin
Bueno
Aproximadamente 3"
Máximo
sin soporte
peso de 24" (ver
Nota 5)
Notas:
vaina de acero o debe ser de un material que figure en la práctica recomendada de API
1. Consulte la Práctica Recomendada API 550, Parte III, Tabla 1­1, para conocer los materiales.
550, Parte III, Tabla 1­1.
2. Los materiales fuera de la caja de fuego pueden ser distintos a los especificados en API
Práctica recomendada 550, Parte III, Tabla 1­1.
4. El extremo de la cabeza del termopar debe tener 2 pulgadas de cable expuesto.
3. El termopar debe tener un diámetro exterior de 0,500 pulgadas y una
Encapsulado con compuesto.
Espesor de pared de 0,120 pulgadas. El termopar debe tener un cable de termopar de
5. La longitud máxima de inmersión de 24 pulgadas no se aplica a las entradas superiores.
instalaciones.
90Ni­10Cr de calibre 14 con aislamiento de MgO y un cable de acero inoxidable tipo 446.
El aislamiento mineral debe retirarse a una profundidad de al menos 1
Figura 33: Instalaciones típicas de termopares en la caja de fuego
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Tabla 2: Materiales del cable de extensión del termopar
Cable de extensión
Normas ANSI
Símbolo
Materiales del termopar
EX
Cromel­Constantán
Materiales
Cromel­Constantán
JX
Hierro­Constantán
Hierro­Constantán
KX
Cromel­alumbre
Cromel­alumbre
SX
Platino, 10% o 13% de rodio­platino Aleación de cobre­cobre­níquel
Texas
Cobre­Constantán
Cobre­Constantán
compensación de temperatura y escala; y muestra la temperatura
Temperaturas. Para obtener la mayor precisión y sensibilidad inherentes a un
o proporciona una señal digital para la entrada a un sistema de control,
sistema de resistencia y minimizar el retardo térmico,
Computadora de proceso u otro dispositivo. Generalmente se utiliza la
Se deben emplear las dimensiones óptimas del termopozo (para el elemento
multiplexación de termopares y dispositivos de temperatura de resistencia.
de resistencia particular) para mantener un buen contacto
para monitorear aplicaciones, pero no se recomienda para control
debido a fallas del modo común y limitaciones en la velocidad de
entre el elemento de resistencia y el pozo. Por esta razón,
escaneo de entrada.
Bombillas de resistencia como unidades combinadas.
5.3.7 CIRCUITOS DE ENTRADA
rango extremo de –450 °F a +1800 °F (–270 °C a +980 °C)
Los pozos para elementos de resistencia suelen estar provistos de
La medición de temperatura de resistencia se puede utilizar en la
La unión de referencia, a veces llamada unión fría, es la unión de un
circuito de termopar que se mantiene a
una temperatura estable conocida.
y en el rango práctico de –420 °F a +1500 °F (–250 °C)
hasta +800°C).
5.4.2 DISPOSITIVOS DE TEMPERATURA DE RESISTENCIA
Si la temperatura de una de las uniones está en un valor conocido
temperatura, T0, como la del hielo derretido, la medición
de fuerza electromotriz y por tanto de ∆T = (Tx – T0) hace
Los dispositivos de temperatura de resistencia (RTD) funcionan en
principio del cambio de la resistencia eléctrica en el cable como
es posible determinar la temperatura de la otra unión,
función de la temperatura. Generalmente se utilizan dos tipos de cables.
Tx, por adición algebraica de ∆T y T0, (Tx = T0 + ∆T). El
Utilizado en elementos de resistencia: El níquel se utiliza para temperaturas.
La unión de referencia suele ubicarse en el transmisor, multiplexor o receptor.
hasta 600 °F (315 °C), y el platino se utiliza para temperaturas
Los transmisores de temperatura electrónicos o basados en microprocesadores
hasta 1500 °F (800 °C). Un tercer tipo, el cobre, se utiliza en grandes
proporcionan compensación de la unión de referencia dentro del propio
Bobinados de motor para temperaturas de hasta 300°F (150°C).
transmisor.
En los casos en que se requieren mediciones de temperatura especialmente
Los elementos de temperatura de resistencia están disponibles en muchos
configuraciones, siendo el tipo más común el sensible a la punta
precisas o cuando el instrumento de temperatura
Construcción. La mayoría de los elementos de resistencia utilizados en la industria petrolera
está sujeto a temperaturas variables, la unión de referencia
La industria se monta en un termopozo. Cuando la respuesta es rápida
puede ser externa. Además, cuando un número muy largo
Se requieren tiempos (5–6 segundos), se puede retirar la funda
Se requieren cables, se puede utilizar un cable no compensador
y un dispositivo de compensación de unión de referencia puede ubicarse en
y el elemento utilizado queda desnudo en el termopozo.
El uso de transmisores, multiplexores y microprocesadores
el punto de terminación de la extensión convencional.
Lo descrito en 5.3.6.2 y 5.3.6.3 también es aplicable a los RTD.
cable. Dichas uniones de referencia externas pueden instalarse en
Precauciones y prácticas aplicables a los termopares
Un recinto donde la temperatura se controla termostáticamente. Tenga en
También son aplicables a los RTD, con dos excepciones:
cuenta que la precisión de las mediciones de temperatura...
a. Se utiliza un cable de cobre común para conectar el dispositivo de lectura
no es mejor que la constancia de la temperatura de la unión de referencia o
al sensor. La configuración más común
su compensación en el instrumento.
Proporciona una conexión de un cable a un extremo y una de dos cables.
5.4 Temperatura de resistencia
Medición
para la resistencia y el cambio de temperatura en el cable conductor.
b. La lectura es absoluta, por lo que no se necesita una unión de referencia.
Se necesitan elementos que se ajusten a una de dos curvas diferentes.
`­
­­
5.4.1 APLICACIÓN
Conexión al otro extremo del sensor. Esto compensa
están disponibles: En la curva europea (DIN), R = 0,00385
La medición de temperatura de resistencia puede proporcionar más
medición de temperatura más precisa de lo que es posible con
ohmios por ohmio por grado Celsius, y en el americano
Curva (SAMA), R = 0,00392 ohmios por ohmio por grado Celsius. Se debe
Instalaciones de termopares. Por consiguiente, las unidades de resistencia son
incluir el tipo de curva aplicable.
Se utilizan en muchas instalaciones donde se requiere una mayor precisión.
Cuando se especifican emisores y receptores. Ambas curvas son
justificado, como en la medición de temperaturas diferenciales bajas
basado en una resistencia del elemento sensor de 100 ohmios a 0°C.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
5.4.3 CABLES DE EXTENSIÓN
Los cables de extensión individuales (normalmente tres) del elemento de
resistencia pueden terminar en un cabezal de conexión o
Accesorio de desconexión rápida o extenderlo directamente hasta la medición
unidad. Generalmente se utiliza un cabezal de conexión y los cables
Con frecuencia se conectan a un cable de tres hilos hasta la placa montada.
Instrumento de medición de resistencia y temperatura. El cable que se utiliza
normalmente es cobre trenzado de calibre 18 AWG.
Donde se encuentran múltiples instalaciones de elementos de resistencia
En este lugar, los cables se pueden conectar a una regleta de terminales de
campo. Luego, se puede usar un cable multiconductor para llevar las señales a la
panel de control. El cable del cable multiconductor puede ser
a la que puede estar expuesta la bombilla. Los sistemas con compensación
están diseñados para autoajustarse a los cambios de temperatura.
de la caja o del capilar y la caja. Este autoajuste
asegura una medición precisa de la temperatura donde se encuentra
Se ubica la bombilla. Las características dimensionales, funcionales y físicas
varían según el fabricante. Aplicación
información y las clases de sistemas térmicos que se encuentran en
El uso general se puede encontrar en los catálogos de los fabricantes.
5.6.3 TEMPERATURA AUTOACTUALIZADA
REGULADORES
Cuando no es esencial un control preciso, se utilizan con frecuencia
20 o 22 AWG; sin embargo, para distancias largas, se debe consultar al
reguladores de temperatura automáticos. Estos dispositivos utilizan sistemas de
fabricante sobre la resistencia admisible del cable. El número de uniones o
expansión térmica y válvulas de accionamiento directo.
terminaciones en el cable...
Operación, un aumento de temperatura expande el líquido en
El cable debe mantenerse al mínimo. Consulte 5.3.6.3 para obtener más información.
el sistema y, por lo tanto, opera la válvula. Muchos diferentes
Uso de multiplexores con sistemas de transmisión.
5.4.4 TRANSMISORES DE RESISTENCIA
La conexión de elementos de resistencia a convertidores montados
localmente permite el uso de señales de transmisión estándar y ofrece
Se utilizan fluidos y los tamaños de los bulbos y los fluidos de llenado varían según el
Rango de temperatura. Al igual que con otros instrumentos de detección de
temperatura, los bulbos deben estar protegidos por termopozos.
Los operadores de válvulas tienen forma de fuelle. El fuelle puede operar
una válvula o una válvula piloto que controla el fluido de la línea.
Mayor flexibilidad en el equipo receptor. Consulte 5.3.6.3 para
Potencia de accionamiento para operar la válvula principal. Indicador de
aplicaciones de multiplexor.
temperatura mediante un dial montado en la parte superior de la válvula.
y operado por el mismo sistema térmico está disponible en
5.5 Termómetros de cuadrante para uso local
Medición de temperatura
Algunos fabricantes. Alguna forma de indicación de temperatura es
Siempre deseable con estos dispositivos autónomos.
Los termómetros de dial son los termómetros más comunes en
Uso industrial. Con frecuencia son del tipo bimetálico con
Los termómetros de dial circulares están disponibles en una amplia gama de
5.6.4 TRANSMISORES DE TEMPERATURA
Los transmisores de temperatura pueden utilizar cualquiera de varios tipos
escalas y estilos de temperatura. También se encuentran disponibles
de sistemas llenos, junto con transmisores neumáticos y
termómetros de dial con sistemas de llenado (véase 5.6). El tipo más común tiene
amplificadores, para convertir la temperatura medida en una señal de
aire.
Una orientación angular. Se debe tener cuidado para garantizar la legibilidad del
dial desde una ubicación conveniente mientras se protege.
Protegido contra daños por caída de objetos y similares. Algunos fabricantes
ofrecen una versión ajustable en varios ángulos.
Para aplicaciones a temperaturas inferiores a –22 °F (–30 °C), es
5.6.5 INSTRUCCIONES DE INSTALACIÓN
En todas las instalaciones de instrumentos de temperatura de sistema lleno,
es necesario proteger el bulbo y los tubos capilares.
Puede ser conveniente utilizar un sistema de llenado. Consulte los catálogos de
de daños mecánicos. Por lo general, es recomendable utilizar tubos capilares
los fabricantes para obtener instrucciones sobre el uso de dichos sistemas.
blindados y sujetar el tramo de tubería entre
5.6 Temperatura del sistema lleno
Instrumentos
5.6.1 GENERAL
Un sistema térmico lleno es un sistema cerrado que contiene un
El líquido se llena (el medio sensible a la temperatura) y está compuesto por un
bulbo, un dispositivo expansible (por ejemplo, Bourdon
tubo, diafragma, cápsula, fuelle) y un tubo capilar que conecta operativamente
ambos. Se debe prestar especial atención
la bombilla y el controlador o transmisor para protegerlo de
Daño accidental. El tubo capilar no debe cortarse,
abierto o pinchado de cualquier manera. Por razones de seguridad, el
El orificio de ventilación en la parte superior del prensaestopas de la bombilla debe estar libre.
de obstrucciones.
5.7 Pirómetros de radiación
Los pirómetros de radiación son instrumentos especiales que se utilizan en
Servicio de calentadores de combustión en refinerías, plantas petroquímicas y
Se presta atención a la longitud de inserción de la bombilla para garantizar que
de combustibles sintéticos. Su rango de uso normal es de entre
toda la longitud sensible se coloque en la zona activa.
–20 °F y 7000 °F (–30 °C y 3900 °C). Son no lineales.
5.6.2 APLICACIONES
El uso de dispositivos con sistema lleno está limitado por el capilar
en la salida y tienen una precisión de alrededor del 2 por ciento. Hay
No es fácil calibrar las unidades. Detectan altas temperaturas y ofrecen la ventaja de
una respuesta rápida y una medición sin contacto.
tubos que se pueden emplear y la temperatura máxima
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Un pirómetro de radiación mide la temperatura de un objeto ópticamente, sin
Cuando se utiliza un instrumento industrial adecuadamente diseñado,
Los efectos de la radiación de fondo no son un factor perjudicial ya que
contacto físico, determinando su
Energía emitida. Todo objeto emite energía radiante; la intensidad de esta
siempre que el campo de visión infrarrojo cubra únicamente el área objetivo.
radiación depende de su temperatura.
El reflejo del área de fondo debe minimizarse para
La radiación infrarroja se mide en la mayoría de las aplicaciones, pero
la radiación ultravioleta se mide en algunos casos.
reducir los efectos espurios de la energía radiante de otras fuentes
En aplicaciones de refinería, la mayoría de los pirómetros de radiación utilizados
que el objetivo. Los instrumentos infrarrojos están diseñados para minimizar
estas condiciones de fondo, pero la energía se superpone en el
Se utilizan en el rango de alta temperatura. Dado que se trata de aplicaciones
El espectro electromagnético no puede eliminarse por completo
especiales, el usuario debe colaborar estrechamente con el fabricante. Es posible
sin afectar la precisión y el rendimiento de la in­
que se requieran conjuntos de purga para refrigeración y
instrumento.
Para mantener limpia la lente óptica. Una instalación típica es
se muestra en la Figura 34.
Los pirómetros ópticos son pirómetros de radiación que funcionan
dentro del espectro visible. Por lo general, se basan en la visión.
Si el pirómetro de radiación va a medir la temperatura absoluta, se debe tener
Comparación de una vista filtrada del objetivo con una vista interna
en cuenta la emisividad efectiva (la emisividad del objetivo).
referencia. La superficie del objeto debe estar lo suficientemente caliente como para emitir
material en el rango espectral del pirómetro de radiación)
Radiación visible, típicamente superior a 1400 °F (760 °C). En aplicaciones
debe determinarse. Esto se puede hacer indirectamente aplicando
donde se utilizan pirómetros infrarrojos u ópticos, los errores
Las leyes de radiación de la física o experimentalmente, caracterizando el
Puede introducirse si la superficie del objetivo refleja la radiación de
material a una temperatura conocida. Detectar no uniformidades como cambios
otras superficies más calientes, incluida la radiación de la luz solar directa.
significativos de temperatura en el...
También pueden introducirse errores si la trayectoria es parcialmente...
material, la naturaleza no homogénea de algunos materiales, o
obstruidos por materiales absorbentes como humos, humo o
Un cambio de producto básico representa todos los casos en los que se exhibe
vaso.
un cambio absoluto en la emisividad efectiva.
`­
­­
SECCIÓN 6—PROCESO Y PROTECCIÓN AMBIENTAL
6.1 Alcance
documento; consulte la Publicación API 2218 para conocer las prácticas relacionadas con
Esta sección describe las técnicas recomendadas para proteger los
Instrumentación ignifugante.
Un sello puede ser una barrera mecánica entre el proceso
instrumentos de entornos ambientales y de proceso adversos. Estas técnicas
incluyen sellado, purga y
y el instrumento, o puede ser una sección de tubería llena de
Calefacción. La protección contra incendios no está incluida en el alcance de este documento.
fluido de proceso o un fluido de sellado inmiscible.
Purga de aire del puerto de visualización,
+ 20 psig
Río abajo
purga de aire,
+ 20 psig
Horno (reactor)
La unidad gira 90°
fuera del camino
Línea de visión
Controles del instrumento:
A prueba de explosiones
Calibración de campo en °C o °F
alojamiento,
punto de ajuste
Clase 105
5" H2O
Base de refrigeración por agua
entrada y descarga
presurización
115 voltios CA
Salida de señal de temperatura:
1 milivoltio por grado y
4–20 miliamperios
Figura 34: Instalación típica de un pirómetro de radiación
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Una purga puede ser gaseosa o líquida. Dado que hay un flujo constante
de material de purga que ingresa al proceso, se debe tener cuidado.
Se deben tomar medidas para garantizar la compatibilidad del fluido de purga con el
proceso.
sello de diafragma
Se utiliza calentamiento para evitar que el fluido se encuentre entre el proceso
y que el instrumento se congele o se vuelva demasiado caliente.
viscoso para fluir fácilmente. El calor puede provenir del proceso.
o de vapor o trazado eléctrico.
válvula de purga
Estas técnicas se aplican normalmente a manómetros,
transmisores de presión, transmisores de presión diferencial y
la tubería que conecta estos instrumentos al proceso.
Los analizadores pueden requerir técnicas de calentamiento especializadas y
se discuten en la Práctica Recomendada 555 del API.
SELLO DE DIAFRAGMA
6.2 General
Para obtener la fiabilidad esperada de una instalación de refinería,
Es importante que el proceso y la protección del medio ambiente
Los instrumentos se deben considerar en las primeras etapas del proyecto. Los aspectos básicos
Los requisitos (calentamiento, sellado y purga) deben definirse en el
diagrama de tuberías e instrumentos o documentarse de otro modo.
Por tubería
presupuesto
La mayoría de los transmisores disponibles actualmente están diseñados
con elementos de medición que tienen poco desplazamiento
en el rango de medición. Deben utilizarse siempre que se requiera un sistema
de protección.
6.3 Sellos
SELLADOR DE TUBERÍAS
Figura 35: Sellos para manómetros
6.3.1 SELLOS DE DIAFRAGMA
Los sellos de diafragma se utilizan cuando el fluido del proceso debe ser
tener una longitud de hasta 10 metros (35 pies). Para evitar errores de
positivamente aislados del instrumento de medición. Son
medición, es necesario seleccionar capilares de igual longitud y
Generalmente se utiliza en servicios de lodos y cuando el fluido del proceso es
Manténgalos a la misma temperatura. Para mantener una buena respuesta y
tóxicos o corrosivos o a temperaturas elevadas. También pueden
minimizar los gradientes de temperatura en los capilares, la longitud de estos
se puede utilizar para reducir los requisitos de calefacción cuando se congela o
debe ser lo más corta posible.
La alta viscosidad es un problema.
Sellos del manómetro y del presostato (ver Figura 35)
Un estilo similar, que utiliza un sello, se utiliza para medir
presión o la presión diferencial entre dos corrientes
Generalmente constan de un diafragma y un soporte de diafragma.
Cuando solo una corriente requiere un sello. Medición de la presión diferencial
en el que está conectado el instrumento; un fluido sellador está encerrado en
entre el fueloil de combustión y la atomización.
la cámara entre el diafragma y el manómetro. El
Steam es un ejemplo de esta aplicación.
Los materiales del soporte, del diafragma y de la junta se seleccionan para que sean
El nivel en los tanques atmosféricos se puede medir con un
Compatible con el fluido del proceso. El diafragma generalmente está soldado
Conjunto de sello fijado directamente al cuerpo del transmisor.
al soporte, pero también puede sujetarse con abrazaderas.
Cuando no hay materiales condensables contenidos en el vapor
El líquido de sellado debe ser no inflamable y tener baja
espacio por encima del líquido, es posible conectar una referencia
presión de vapor y expansión térmica, y en caso de ruptura del diafragma, ser
línea al lado de baja presión del transmisor y úsela para
compatible y no contaminante
Medición en un recipiente bajo presión.
al proceso.
Sellos para transmisores de presión y presión diferencial
Hay otros estilos disponibles para la conexión directa a dispositivos de medición
especializados con conectores en T para productos químicos. Los diafragmas pueden
Están disponibles en una variedad de configuraciones. Un estilo común
También se pueden proporcionar extensiones para reducir el volumen de
Es un diafragma montado en una oblea, fijado entre tuberías.
bolsas de fluido de proceso.
bridas, y conectado al transmisor con un blindado
capilar (ver Figura 36). Este estilo, que utiliza dos sellos, es
Siempre que se haya determinado que un sello de diafragma es
Si es necesario, el usuario debe trabajar en estrecha colaboración con el proveedor para
Se utilizan para la medición de caudal y nivel en recipientes sometidos a
Asegúrese de que la configuración del instrumento sea adecuada para
presión o vacío. En algunas aplicaciones, los capilares pueden...
la aplicación. Se debe tener cuidado para asegurar que el sello
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Transmisor
Capilar
Según
Se requiere una válvula de purga para
especificaciones de tubería
permitir la verificación de la conexión en busca de
obstrucciones y la extracción segura del sello.
TRANSMISOR DE PRESIÓN
válvula de purga
Capilar
(los capilares deben tener
la misma longitud)
Transmisor
Según
especificaciones de tubería
válvula de purga
TRANSMISOR DE NIVEL DE LÍQUIDO O PRESIÓN DIFERENCIAL
Figura 36—Diafragma y sistema capilar
El fluido funcionará en el rango de temperatura requerido y será
compatible con el proceso.
El fluido de sellado debe ser compatible con la corriente del proceso.
El fluido seleccionado debe tener una densidad superior a la de la
corriente de proceso. Debe ser no corrosivo y tener una presión de
6.3.2 SELLOS LÍQUIDOS
En muchas instalaciones estándar de transmisores, el sello es el
fluido de proceso (véanse las figuras 35 y 37). La mayoría de los
caudalímetros de líquido, medidores de vapor y medidores de vapor
condensable se sellan de esta manera. El líquido se enfría y el transmisor
no se somete a la temperatura del proceso. En muchos lugares donde
se utiliza vapor, el agua condensada debe protegerse de la congelación.
Siempre que sea posible, el fluido de proceso es el líquido de sellado
más recomendable, ya que se dispone de un suministro nuevo en caso
de que el sello se pierda por fugas o mal funcionamiento.
vapor baja a la temperatura del proceso. Siempre que se utilicen fluidos
de sellado no destinados al proceso, se deben usar etiquetas de
advertencia permanentes o un color de pintura especial para indicar que
se trata de un fluido de sellado especial.
6.4 Purgas
6.4.1 GENERAL
Si bien las purgas son difíciles de mantener, algunas mediciones del
proceso solo son posibles mediante el uso de purgas.
Los fluidos de purga se introducen en las líneas de impulso del
Si una corriente de proceso contiene hidrocarburos y agua, es
probable que el fluido en las líneas de impulsión se separe en dos fases.
instrumento, las válvulas del colector o el propio instrumento y fluyen a
través de las conexiones del proceso. El fluido de purga sirve para sellar
Si el transmisor es un caudalímetro, podrían acumularse diferentes
el instrumento y limpiar las líneas del material de proceso. El fluido de
cantidades de agua en las dos secciones de la tubería, lo que podría
purga debe ser compatible con la corriente del proceso. Los sistemas de
provocar errores de medición. Para evitarlo, la tubería debe llenarse con
purga se utilizan comúnmente en corrientes que contienen sólidos,
agua o con una mezcla de etilenglicol y agua, o bien, deben utilizarse
corrientes sujetas a coquización o solidificación, y corrientes que
recipientes de goteo de agua (véase la Figura 37). En muchos lugares,
transportan corrosivos u otros contaminantes que podrían dañar el
el uso de glicol y agua puede eliminar la necesidad de calentamiento. La
instrumento o sus conexiones. Para corrientes que contienen sólidos,
Figura 38 muestra un gráfico de la temperatura de congelación real de
las conexiones del instrumento de purga al proceso deben estar en
la mezcla de etilenglicol y agua.
turas.
posición vertical o en ángulo. La Figura 39 muestra configuraciones
típicas de purga. La adición de purga
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
FLUIR
Fluir
HP
LP
NIVEL
Figura 37: Instalaciones de sellos líquidos
El fluido cerca de la conexión de medición minimiza la caída de presión
del fluido de purga no debe causar un cambio de estado (flashing,
debido al caudal del fluido de purga. En algunos casos
condensación o solidificación) del proceso o purga
En algunos casos es recomendable inyectar el fluido de purga en el
líquido.
instrumento, pero este tipo de instalación requiere un cuidado especial.
El diseño de la tubería de impulsión y el establecimiento de la
Caudal de purga para evitar errores de medición.
Los sistemas de purga no siempre eliminan la necesidad de calefacción.
La fiabilidad de la fuente de suministro es un factor importante. Es
preferible una fuente independiente del proceso.
para que esté disponible incluso cuando el proceso no esté en funcionamiento
normalmente.
Ciertas corrientes viscosas requieren trazado de calor no solo para
el instrumento y sus conexiones, sino también para la línea que suministra el
fluido de purga.
6.4.3 CAUDAL
Para que sea eficaz, el fluido de purga debe alimentarse al sistema.
6.4.2 FLUIDOS DE PURGA
continuamente a un ritmo controlado. Orificios de restricción, purga
En los medidores o, a alta presión, se utilizan bombas de émbolo para
La purga de las líneas de instrumentos requiere un fluido de purga adecuado
(líquido o gas) a una presión superior a la máxima
determinar y limitar el caudal. Cuando la presión en el punto de medición
varía considerablemente, se utiliza un regulador de presión diferencial.
presión del proceso posible en el punto de medición. Esto
debe utilizarse junto con un orificio de restricción o un
garantiza un flujo continuo en la conexión del proceso. El
Medidor de purga para garantizar una purga constante.
El fluido de purga debe estar limpio, libre de sólidos y ser compatible.
con y no contaminante para el proceso. La temperatura
Hay demasiados factores involucrados para intentar establecer un flujo alto
límites. Si existen errores como resultado de un caudal de purga excesivo,
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
40
0
30
–7
20
10
0
–18
Volumen
Específico
Porcentaje de
Gravedad de
Mezcla de etilenglicol, 20°/4°
–20
10
20
30
40
50
60
–30
–40
–50
–29
1.012
1.026
1.040
1.054
1.068
1.082
°C
aproximada,
Temperatura
°F
Temperatura,
–10
–40
–60
–51
–70
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Porcentaje de volumen de etilenglicol utilizado para preparar la mezcla
Figura 38: Puntos de congelación de mezclas de etilenglicol y agua
1
Los errores se pueden detectar deteniendo momentáneamente la purga
(6, 9,5 o 12 milímetros). La perforación
flujo y observar la salida del transmisor. Se debe tener cuidado
puede resultar restrictiva para la mayor tasa de purga.
ejercitado en el cálculo de tasas de purga para bridas de orificio porque
1
3
∕8, o
El orificio del grifo se perfora en el fondo hasta una profundidad de ∕4,
Orificio de ∕4 de pulgada (6 milímetros)
Para los gases, las velocidades de purga típicas varían de 5 a 50
1 pulgada
∕2
pulgadas por segundo (de 2 a 20 centímetros por segundo). Para líquidos
Se requieren válvulas de bloqueo para
permitir la extracción del instrumento con
Transmisor de flujo
purga en funcionamiento
Las válvulas de retención pueden ser
agujas
Material de purga
válvula dosificadora
Controlador de purga
Rotámetro de purga
Material de purga
TUBERÍA DE PURGA ALTERNATIVA
ACUERDO
Placa de orificio de restricción
Figura 39—Instalaciones de purga
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insertado en estos
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
En fluidos, las velocidades de purga típicas varían de 0,1 a 4 pulgadas por
Los tamaños de orificio normalmente se redondean al estándar más cercano.
segundo (0,4 a 1,6 centímetros por segundo). La figura 40 muestra
tamaño de la broca.
tasas de purga recomendadas para varios tamaños de perforación de roscas.
6.5 Calefacción
El caudal hacia cada grifo en una instalación de medidor de orificio debe
ser el mismo
6.5.1 GENERAL
El rotámetro de purga es el dispositivo más conveniente para
La necesidad de carcasas, instrumentos de calefacción y aislamiento,
Terminar y establecer el flujo de purga.
y las líneas de impulso dependerán de la severidad de los inviernos.
Nota: Los rotámetros de tubo de vidrio no deben utilizarse para hidrocarburos o productos
químicos peligrosos.
En la localidad. En las plantas existentes, la experiencia previa normalmente...
Un rotámetro de purga estándar con un rango de 0,38 a 3,8 galones
experiencia, se deben utilizar los datos oficiales del servicio meteorológico.
por hora (1,4–14,0 litros por hora) de agua o 0,2–2,0 reales
utilizado. Para garantizar que los instrumentos permanezcan operativos bajo
Normalmente, un caudal de 6,0 a 60,0 litros por hora (pies cúbicos por hora)
En las condiciones más severas, el diseño debe basarse en
de aire es satisfactorio para purgar fluidos limpios; sin embargo, cuando
La temperatura más baja y la velocidad del viento más alta para el
Los fluidos del proceso tienden a obstruirse o depositar sedimentos, la tasa
Debería aumentarse.
mes más frío del año. Cuando corresponda, el uso de cualquiera de los dos
Los orificios de restricción correctamente dimensionados e instalados
Instalación y reducir futuros problemas de mantenimiento. Los fabricantes de
Los haces de tubos con trazado de calor eléctrico o de vapor pueden simplificar
proporcionan un servicio confiable cuando la presión a través de ellos está
envolventes calefactadas y aislantes prueban sus productos en diversas
correctamente regulada. El caudal de líquidos o gases a través de dichos orificios...
condiciones de temperatura y velocidad del viento.
Se puede calcular mediante fórmulas que se encuentran en manuales de
Debe proporcionar datos de rendimiento que sean útiles para el sistema.
medición de caudal, ingeniería mecánica y similares. El cálculo...
diseño.
Tomas de presión NPT de 1 ∕2" o 3∕4" (13 o 20 mm);
Taladre 1 ∕2" (13 mm) para tuberías de 4" o más grandes,
Taladro de 3∕8" (10 mm) para tubería de 3",
Taladre 1 ∕4" (6 mm) para tuberías de 2" o más pequeñas
PONERSE
CUELLO DE SOLDADURA
Orificio
Flujo de gas
Perforación de bridas
Flujo de líquido
Pies cúbicos Metros cúbicos por hora por
Pulgadas Milímetros
hora
Galones Metros Cúbicos
por hora por hora
1
6.0
1.0
0,03
3.0
0,01
∕4 3
9.5
2.0
0,06
5.0
0,02
12.0
5.0
0,15
8.0
0,03
∕8 1 ∕2
Figura 40: Purgas de grifos de orificio para caudalímetros
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­­
Determina el grado de protección necesario. Cuando no se disponga de
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Líneas de instrumentos y de impulsos que contienen gas seco, no viscoso,
49
En climas más fríos, puede ser necesario tomar este suministro del
Los fluidos no congelantes con puntos de fluidez por debajo de las temperaturas
cabezal de vapor principal y proporcionar una estación reductora de presión que se
mínimas encontradas no requieren calefacción ni protección para el invierno, pero
pueda ajustar para cumplir con las condiciones ambientales de invierno y verano.
dichos materiales rara vez se encuentran en las refinerías.
condiciones. La presión del vapor se puede ajustar para minimizar
unidades de procesamiento. La mayoría de las refinerías, en particular las que deben
Sobrecalentamiento cuando se aplica el concepto de “trazado pesado/trazado ligero”
Diseño para temperaturas bajo cero, considere muchos procesos
El procedimiento que se muestra en la Figura 41 se utiliza durante la instalación inicial.
Corrientes de fluidos que contengan agua y todas las corrientes de gas de proceso
estar saturado de agua, por lo que los sistemas se diseñan en consecuencia.
Al diseñar un sistema de calefacción, generalmente es necesario:
Considere los instrumentos en las siguientes cuatro categorías generales:
a. Instrumentos para medir y controlar procesos.
arroyos que tienen puntos de fluidez por debajo de 32 °F (0 °C), como
gases, hidrocarburos ligeros y destilados intermedios. Aunque algunas de estas
corrientes, al estar húmedas, forman hidratos que...
solidificarse por encima de 32 °F (0 °C), por lo general es suficiente simplemente
Calentar dichos sistemas para evitar la formación de hielo. Por lo tanto, estas
instalaciones se denominan servicios de calentamiento.
b. Instrumentos para la medición y control de corrientes con
puntos de fluidez elevados, como brea, residuos pesados y
productos químicos de proceso como el fenol que se solidifican por encima de 32 °F
Se debe utilizar reguladores automáticos que detecten la temperatura ambiente
y regulen la presión del vapor en las líneas de traceado.
Estas válvulas pueden minimizar los problemas asociados con el sobrecalentamiento
y la congelación de las líneas.
6.5.2.2 Rastreo de vapor para servicios de calentamiento
6.5.2.2.1 General
Los servicios de calentamiento requieren traceado de vapor para evitar la
formación de hielo e hidratos, así como la condensación indeseable de gases. Sin
embargo, el problema radica en evitar el sobrecalentamiento, que...
Puede causar ebullición en el instrumento y las líneas o que puede
causar daños. El peligro de sobrecalentamiento se puede minimizar.
mediante “trazado de luz”, en el que el contacto directo entre el calor
El trazador y la línea o instrumento se evitan mediante el uso de
aislamiento o espaciamiento (ver Figura 41).
(0°C). En tales sistemas es necesario mantener la temperatura del fluido de proceso
por encima de su punto de fluidez para garantizar la libre
6.5.2.2.2 Carcasas de instrumentos
flujo. Estas instalaciones se denominan servicios de alto punto de fluidez.
Donde los transmisores resistentes a la intemperie para instrumentos de presión
vicios.
c. Sistemas especiales de instrumentación y tuberías, que a menudo
requieren protección adicional para su operación y mantenimiento
Analizadores de flujo de proceso adaptados al servicio en cuestión.
y sus sistemas de muestreo son un ejemplo.
d. Instrumentos con limitaciones específicas de temperatura, tanto
máximo y mínimo, impuestos por el fabricante a
Garantizar un funcionamiento preciso y fiable.
y caudal se pueden acoplar directamente al punto de medición,
El calentamiento se puede simplificar utilizando una carcasa de plástico aislante
moldeado que se ajusta perfectamente alrededor del instrumento y es
sujetado en su lugar para evitar la entrada de humedad. Esto
La unidad protege y aísla el instrumento y permite su uso.
de varias técnicas de calefacción. Otro método para proporcionar calor dentro del
recinto es utilizar un calentador radiante. Este
Este método simplifica el mantenimiento porque el calentador no está conectado.
Aunque no se han determinado límites bien definidos para
Las categorías anteriores, cada una tiene requisitos y limitaciones.
que debe tenerse en cuenta, independientemente del método de calentamiento
utilizado. Los métodos de calentamiento más comunes son el calentamiento con vapor.
y calefacción eléctrica, y cada una tiene características específicas
que son ventajosos si se utilizan adecuadamente.
6.5.2 CALENTAMIENTO CON VAPOR
6.5.2.1 General
conectado al instrumento.
Disponemos de envolventes de plástico aislantes para todo tipo de
Se encuentran disponibles transmisores y tipos especiales que encierran válvulas
de conexión y colectores de configuración específica.
Estos gabinetes (ver Figura 42) se pueden utilizar para transmisores
que no se pueden acoplar estrechamente, por ejemplo, presión y flujo
Transmisores cuyo punto de medición no es accesible.
Donde no se utilicen instrumentos resistentes a la intemperie o donde
Dado que normalmente hay vapor disponible en el proceso de refinería
Los instrumentos requieren mantenimiento o acceso frecuente, uso de un
En las unidades de calefacción por vapor, la ventaja es su fácil acceso. El vapor
Se requiere una vivienda con calefacción y aislamiento. Varios tipos de
proporciona calor de alta densidad por condensación, y se pueden obtener grandes
Las carcasas y sus soportes se muestran en detalle en la Figura
cantidades de calor de una
43. Las carcasas deben ser resistentes a la lluvia, al polvo y a la corrosión.
línea trazadora única. Por otro lado, el vapor entrega calor a una
resistente.
temperatura que corresponde a la presión del vapor saturado
Las carcasas deben proporcionar suficiente espacio de trabajo para
el mantenimiento de rutina y deben tener puertas de acceso
en el trazador, un mínimo de 212 °F (100 °C), lo que puede sobrecalentar algunos
instrumentos o líneas de impulso a menos que se tenga cuidado.
dimensionadas y ubicadas para facilitar la extracción del instrumento o los instrumentos.
cizado.
Las líneas deben ingresar por la parte inferior o los lados de la carcasa, y la entrada
Para la mayoría de las instalaciones, se requiere un sistema de calentamiento y traceado con vapor.
a la carcasa debe estar adecuadamente
Se debe proporcionar que sea independiente del funcionamiento del proceso,
Sellado. Hay ventanas de observación disponibles. Aislamiento y
Mantenimiento de equipos y parada de unidades. En temperaturas bajo cero
Las bobinas de calentamiento pueden instalarse en fábrica o en campo.
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50
PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Bloques de
Este detalle muestra el trazador en contacto.
aislamiento
con línea de impulso en trazado pesado
Trazador
Instrumento
línea de impulso
RASTREO INTENSIVO
TRAZADO DE LUZ
INSTALACIÓN TÍPICA DE UN MANÓMETRO
Nota: El aislamiento no debe aplicarse de manera que obstruya las características de protección contra explosiones del medidor.
Figura 41—Trazado de vapor y aislamiento para
Líneas de instrumentos y manómetros
6.5.2.2.3 Métodos y materiales de rastreo
La disposición que se muestra en la Figura 42 se utiliza normalmente
con los métodos de trazado pesado/trazado ligero que se muestran en la Figura
41, con pequeñas variaciones requeridas para casos específicos.
El cabezal de suministro debe estar por encima del equipo que se va a rastrear.
Cada rama, que debe servir sólo a un instrumento, o
Cada línea de plomo muy separada debe salir de la parte superior de
El cabezal y estar provisto de una válvula de cierre. Idealmente, el trazado debe
inclinarse continuamente hacia abajo para evitar bolsas.
y facilitar el drenaje. Donde no se puedan evitar las bolsas,
Se debe consultar el diagrama y la ecuación de la Figura 42.
para ayuda.
Se debe instalar una trampa separada y una válvula de aislamiento de condensado.
previsto para cada trazador. Cuando el trazado de vapor es extenso, se requiere un
Se debe proporcionar un plano de trazado de tuberías para mostrar la ubicación
de válvulas de cierre de vapor e instrumentos asociados, trampas,
y válvulas de aislamiento de condensado. El vapor y el condensado
Las válvulas de cierre más cercanas al instrumento deben estar permanentemente cerradas.
Etiquetadas con la designación del instrumento asociado. Trampas sensibles a la
y los requisitos de mantenimiento suelen estar definidos por el
proveedor.
Tubería de cobre o acero inoxidable dimensionada para el uso particular.
El servicio debe utilizarse para transportar el vapor de calefacción. Aluminio
No se deben utilizar tubos porque están sujetos a corrosión.
Particularmente con aislamiento de magnesia. Tubería de acero al carbono.
Se oxida no solo externamente, sino también internamente cuando la calefacción
es estacional o intermitente. El óxido interno obstruye o daña
trampas.
En lo posible, se deben evitar las uniones en los tubos de rastreo.
Cuando sean necesarias juntas, éstas deberán realizarse por fuera de la
Aislamiento con bucles de expansión para evitar tensiones en los accesorios. Solo
se deben utilizar accesorios de alta calidad. Para proteger...
Para el personal, los bucles deben aislarse por separado. Se ofrecen ejemplos de
métodos de rastreo de diferentes tipos de instrumentos.
se muestra en las figuras 44–46.
6.5.2.2.4 Aislamiento y cubierta protectora
Todo el sistema de trazado de las líneas de impulso debe aislarse e
temperatura diseñadas específicamente para calentar.
impermeabilizarse cuidadosamente. Se debe tener especial cuidado.
y servicios de calentamiento están disponibles. Estos a menudo sirven como
Se utiliza en el punto de medición y en la entrada del recinto aislado. Se debe
colocar una cubierta protectora duradera.
Se deben instalar válvulas, trampas y termostatos para permitir
Cuando se utilizan tubos de acero inoxidable, se debe especificar un aislamiento
Facilidad de comprobación y mantenimiento. Procedimientos de instalación.
sin cloruro para evitar el agrietamiento por corrosión bajo tensión.
`­
­­
Termostato combinado de trampa y control. El aislamiento
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51
El sistema debe diseñarse e instalarse para minimizar
Se requiere trazado, como se muestra en la Figura 41. Mayor transferencia de calor.
Daños al aislamiento durante el servicio o mantenimiento rutinario. Se pueden
se puede lograr mediante el uso de cemento de transferencia de calor o más de
utilizar envolventes aislantes disponibles comercialmente, diseñadas para
un trazador. Como precaución general, se debe tener cuidado para asegurar
permitir el mantenimiento rutinario.
que el límite de alta temperatura de los instrumentos y
No se exceda la clasificación de temperatura y presión de los tubos.
6.5.2.3 Rastreo de vapor para puntos de fluidez altos
Materiales
6.5.2.3.2 Carcasas de instrumentos
6.5.2.3.1 General
La diferencia entre el servicio de calentamiento y el servicio de alto punto
Las carcasas para instrumentos en servicio de alto punto de fluidez son
de fluidez es la temperatura requerida para mantener el material.
Generalmente idénticos a los utilizados para los instrumentos de calentamiento.
fluido en el instrumento y las líneas de impulso. Cuando la presión es baja
servicio, excepto que se requiere una bobina más grande y puede ser
[menos de 50 libras por pulgada cuadrada absolutas (350 kilopas­cal)] el calor
necesaria protección adicional para evitar que el personal de mantenimiento
del vapor se utiliza para servicio de alto punto de fluidez, pesado
de ser quemado.
La suma de los bolsillos trazadores (, etc.)A + B + do
no deberá exceder el 2,3 × 10% del
presión de vapor de entrada, en
calibre de libras por pulgada cuadrada
Línea de suministro de vapor
do
B
Trampa
A
Vapor
encabezamiento
Disyuntor de vacío NPS de 1 ∕2"
(por ejemplo, válvula de retención oscilante)
Trazador
Calentador de vapor
encabezamiento
`­
­­
Trazadores
Condensar
devolver
Trazadores
Drenar
Trampa de vapor o
válvula de drenaje térmico
configurado para abrir en
35 °F (2 °C)
Figura 42—Trazado de vapor y calentamiento
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
INTEGRAL­
ORIFICIO
TRANSMISOR
RECINTO PARA
PRESIÓN DIFERENCIAL
INDICADOR
QUITASOL
MONTADO EN BRIDA
TRANSMISOR
DIFERENCIAL­
PRESIÓN
TRANSMISOR
Figura 43—Carcasas de instrumentos
6.5.2.3.3 Métodos y materiales de rastreo
Los métodos de rastreo para el servicio de alto punto de fluidez son similares a
Hay varias consideraciones involucradas en el diseño e instalación de
calefacción eléctrica para garantizar que el sistema de calefacción funcionará
los utilizados para el servicio de calentamiento, excepto el rastreo pesado
correctamente durante el arranque y el funcionamiento continuo de la planta.
Se deben utilizar materiales idénticos para los tubos y los accesorios.
Operación. El sensor del termostato debe estar ubicado correctamente.
a los utilizados en el servicio de calentamiento.
y ajustar a la temperatura correcta. El termostato debe estar
Se instala de forma que se pueda comprobar su ajuste con el termostato
6.5.2.3.4 Aislamiento y cubierta protectora
El aislamiento y la cubierta protectora para el servicio de alto punto de
fluidez son similares a los utilizados para el servicio de calentamiento, excepto
que en algunos casos, puede ser necesario un aislamiento más pesado.
instalado. Se requiere un medio que indique el correcto funcionamiento del
cable.
Se debe tener especial cuidado durante la instalación para seguir las
prácticas recomendadas por el fabricante con respecto a:
Por ejemplo, radio de curvatura mínimo y protección contra la intemperie.
Los factores descritos en 6.5.3.2 y 6.5.3.3 deben tenerse en cuenta en
6.5.3 CALEFACCIÓN ELÉCTRICA
el diseño e instalación de la calefacción eléctrica.
6.5.3.1 General
La calefacción eléctrica se utiliza ampliamente. Al calentar elementos
Se seleccionan, se debe tener cuidado para garantizar que sean
6.5.3.2 Rastreo eléctrico para servicios de calentamiento
6.5.3.2.1 General
No son fuentes potenciales de ignición. Hay varios tipos de cables.
El calentamiento eléctrico para evitar la formación de hielo e hidratos y la
disponibles (por ejemplo, con aislamiento mineral y autolimitante).
Los accesorios, relés y termostatos deben ser adecuados para la zona.
condensación de vapor indeseable ha demostrado ser eficaz.
Para que sea económico y sin problemas. Si el termostato está configurado
Clasificación. La orientación para cumplir estos requisitos es
correctamente y el trazado de la línea está diseñado para el calor requerido
dado en NFPA 70, Artículo 500. También deben seguirse los códigos
locales.
Entrega y distribución del calor, el sobrecalentamiento rara vez es un
problema.
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El cable autolimitante tiene varias ventajas para el calentamiento
Servicio. No se requieren termostatos para operar el sistema.
53
El calentamiento del trazado para las tuberías y el instrumento puede ser
combinados para reducir costos.
(es decir, se reducen los costes de mantenimiento) y la autolimitación
El cable elimina la posibilidad de puntos calientes. En algunos casos,
6.5.3.2.2 Carcasas de instrumentos
Los gabinetes de plástico moldeado están disponibles con control eléctrico.
Calentadores. La mayoría de las instalaciones de calefacción de este tipo
Trazador
son eficaces incluso en climas severos. En la Figura 47 se muestra una caja
Tubo,
1 ∕2" de diámetro exterior
aislante típica. El fabricante de la caja...
Se debe consultar para garantizar que el diseño sea adecuado para
Recubrimiento de tuberías
la temperatura ambiente específica y la velocidad del viento.
6.5.3.2.3 Métodos y materiales de rastreo
Los métodos de trazado que se muestran en las Figuras 48 y 49 son
adecuados para la mayoría de las instalaciones. El uso de trazados eléctricos
A
El uso de tubos agrupados (ver Figura 50) puede resultar ventajoso.
Impermeabilización
6.5.3.2.4 Aislamiento y cubierta protectora
El aislamiento y la cubierta protectora deben diseñarse y
Desde el buque
conexión
Se instala para máxima impermeabilidad y protección mecánica. El diseño
debe permitir la reparación o el desmontaje del instrumento sin dañar el
A
aislamiento ni el revestimiento.
Aislamiento de papel
6.5.3.3 Rastreo eléctrico para punto de fluidez alto
Materiales
6.5.3.3.1 General
Instrumentos trazados eléctricamente en servicio de alto punto de fluidez
Requieren más calor y una temperatura más alta que los instrumentos en
servicio de calentamiento. Por lo tanto, el trazador de calor debe ser
Trazador
En contacto continuo con las líneas de impulso para un buen calor.
Transferencia. Los materiales de revestimiento para cables tienen
Impermeabilización
temperaturas superficiales máximas admisibles. Estas temperaturas deben ser...
Bloquear
aislamiento
Se ha comprobado que el material de la funda utilizada tenga un alto
suficiente calificación.
Si se utilizan tubos agrupados, la temperatura máxima permitida
tanto del trazador como del aislamiento del haz debe ser
Revisado. Carcasas de instrumentos y trazado y aislamiento.
Los métodos son similares a los utilizados en el servicio de calentamiento.
Aislamiento
6.5.3.3.2 Carcasas de instrumentos
Bloquear
Papel
aislamiento
aislamiento
Las carcasas de instrumentos para servicio de alto punto de fluidez son
similares a las descritas para el servicio de calentamiento, con características adicionales.
`­
­­
Se suministra calor donde es necesario.
Estuche para instrumentos
Bobina de 5"
espaciado
Desplazador
cámara
Espacio aéreo
6.5.3.3.3 Métodos y materiales de rastreo
Métodos y materiales de rastreo para servicio de alto punto de fluidez
Son los mismos que los descritos para el servicio de calentamiento.
6.5.3.3.4 Aislamiento y cubierta protectora
Debido al calor de alta densidad utilizado en el punto de fluidez alto
Servicio, el aislamiento debe ser resistente e instalarse con especial cuidado.
SECCIÓN A–A
Figura 44—Trazado de vapor y aislamiento para
Instrumento de nivel de desplazamiento externo
Las zonas descubiertas o mal aisladas que pueden causar
No se puede permitir la solidificación localizada de material estancado
en las líneas o instrumentos.
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Suministro de vapor
Trazar y aislar líneas
juntos
Línea de trazado de vapor
Colector
Bloque de vapor
Nota: Todos los trazadores deben tener una válvula de cierre en su fuente, así como una trampa de vapor o una terminación de válvula para la
eliminación del condensado.
Figura 45: Rastreo de vapor típico para transmisor de flujo
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Manómetro
Suministro
Caja del
medidor
de vapor
Cable calefactor
autorregulable
Rastreado hasta
la trampa de vapor
Figura 46—Rastreo de vapor típico para
Transmisor de presión
MANÓMETRO TRAZADO CON
TRAZADOR DE TUBERÍAS AUTORREGULADOR
Presión
indicador
sello de diafragma
Cable calefactor
autorregulable
Se requieren 120 voltios de CA
para el trazador de instrumentos
Desconexión
eléctrica
Kit de
conexión de
Sello final
Figura 47—Rastreo eléctrico típico y
Cajas de instrumentos
alimentación
MANÓMETRO CON
SELLO DE DIAFRAGMA
Presión
indicador
Caja del
medidor
Cable calefactor para
envolver el calibre:
la longitud real requerida
variará según las condiciones
individuales
Se requieren 120 voltios de CA
para el trazador de instrumentos
Desconexión
eléctrica
Cable calefactor
autorregulable
Kit de
conexión de
Sello final
alimentación
MANÓMETRO CON
TRAZADOR AUTORREGULADOR INDEPENDIENTE
Nota: Para conservar el calor, se debe instalar un aislamiento desde el gabinete hasta
la conexión del proceso.
Figura 48—Rastreo eléctrico y aislamiento para
­­``,,,`,`,`,`,,,``,,`,,``,­`­`,,`,,`,,`,,`­­­
Manómetros
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 551
Sello final
El trazador se debe instalar de manera que
el indicador de nivel sea visible
Desconexión
eléctrica
Cable calefactor autorregulable: la longitud
real requerida variará según las condiciones
individuales
Kit de
conexión de alimentación
Se requieren 120 voltios de CA para
el trazador de instrumentos
INDICADOR DE NIVEL
Sello final
No aísle ni trace la carcasa
electrónica
Cable calefactor autorregulable: la longitud
real requerida variará según las condiciones
individuales
Desconexión
eléctrica
Kit de
conexión de
alimentación
Se requieren 120 voltios de CA para
trazador de instrumentos
DESPLAZADOR EXTERNO O TIPO FLOTADOR
INSTRUMENTO DE NIVEL
Figura 49—Rastreo eléctrico y aislamiento para instrumentos de nivel
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN DE PROCESOS
Sello final
Cable calefactor
autorregulable
Aísle el extremo
del cable calefactor
Caja de instrumentos completa
con calentador
eléctrico.
Paquete pre­
trazado
Sello del calentador
Conducto flexible
Caja de conexiones
Se requiere una fuente de
Desconexión
alimentación de CA de 120 voltios para
eléctrica
el trazador de instrumentos y el
calentador del gabinete de instrumentos
Nota: Para conservar el calor, se debe instalar un aislamiento desde el extremo del paquete hasta la conexión del proceso.
Figura 50—Rastreo eléctrico y aislamiento para instrumentos
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Orden N° 822­55100
1­1400—5/93—1.5M ( )
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