En las páginas 124, 125 y 126 se presentan los formatos pertinentes para la selección y posible compra de los instrumentos a adquirir para el sistema de medición de GLP (Trasmisor de Nivel, Trasmisor de Temperatura y Trasmisor de Presión).
83
ITEM MAGNETOSTRICTIVO CAPACITIVO RADAR ONDA GUIADA
1
No cumple. Para productos densos, como crudo, entre el flotador y la sonda se pega el fluido. Rango de medición limitada a tanques menores de 5 metros. Exactitud de 0,01% full escala.
No cumple. La exactitud se ve afectada por cambios en la constante dieléctrica del producto. Adicionalmente para aplicaciones con hidrocarburos, se hace necesario doble sonda para formar el efecto capacitivo, lo que implica tener una segunda boquilla disponible.
Si cumple. Sirve para medición de nivel en Tanques de
Hidrocarburo. Exactitud de 5mm.
2 El transmisor de nivel puede medir interfaz de agua simultáneamente, pero el transmisor no puede recibir señales de temperatura y presión.
El transmisor de nivel puede medir interfaz de agua simultáneamente, pero el transmisor no puede recibir señales de temperatura y presión.
Para medir el interfaz de agua se puede por medio de la misma antena guiada, pero el transmisor no puede recibir señales de temperatura y presión.
3 No hay un Software que realice los cálculos volumétricos de acuerdo a Estándares internacionales
No tiene integrado un Software para cálculos volumétricos.
No tiene integrado un Software para cálculos volumétricos.
4
4 - 20 mA, Protocolo Hart, Foundation Fieldbus, Honeywell DE
4 - 20 mA.
4 - 20 mA, Protocolo Hart, Modbus RTU, Protocolos propietarios (pero no pueden emular otros protocolos)
5 Alimentación eléctrica en DC Alimentación eléctrica en DC, loop powered Alimentación eléctrica en DC, loop powered
6 El equipo tiene auto calibración, pero en producto densos se debe hacer limpieza del flotador regularmente
Calibración externa por medio de imán No tiene partes móviles, la calibración se realiza por medio de un software a través del protocolo Hart.
7 No posee un Sistema Integrador, la distancia máxima Loop powered es de 15 metros.
No posee. No posee.
8 No se deja afectar por los cambios de constante dieléctrica, cambios de
Aplicaciones de alta temperatura, ambientes corrosivos, alta presión. Alarmas
La señal elimina ecos falsos, y minimiza perdidas de señal,
84 temperatura en el producto, cambios de
composición de vapor, cambios de presión.
integradas de alto y bajo nivel, no posee partes en movimiento
aplicaciones dependiendo del tipo de tanque.
9 Todo tipo de producto líquidos Productos con constante dieléctrica estable, lodos, espuma, canales abiertos, productos conductivos, no conductivos, productos orgánicos, productos inorgánicos
Productos líquidos e hidrocarburos con un mínimo de 1,3 de constante dieléctrica.
10 NO CUMPLE CUMPLE CUMPLE
11 NO CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE
12 CUMPLE CUMPLE (restricción con productos con constante dieléctrica variable)
CUMPLE
Tabla 17. Comparación de tecnologías para medición de nivel.73
ITEM SERVO ACTUADO LASER ULTRASONICO
1
Si cumple No recomendado para uso en Tanques con Hidrocarburos.
No cumple. Los vapores del hidrocarburo no permiten una correcta medición.
2 El medidor de Nivel permite integrar señales externas 4 -20 mA, temperatura. Puede medir directamente la interfaz de agua y densidad del producto
Es un sistema solo para medición de nivel o distancias.
El transmisor de nivel no puede integrar señales de otros instrumentos
85
3 Si posee un Software integrado No tiene. No tiene.
4 Emulation: TRL/2, ENRAF GPU, ENRAF BPM, VAREC, MARK SPACE, L&J, GPE, TANK WAY, MODBUS, FOUNDATION FIELD BUS, HART.
4 - 20 mA, RS 232 para configuración y pruebas. 4 - 20 mA
5 110 VAC AC y DC DC
6 Solo una parte móvil, requiere un bajo mantenimiento
No requiere calibración No requiere mantenimiento
7 Si posee. No posee No posee
8 Exactitud de +/- 1 mm No se generan ecos falsos. No genera ecos falsos y elimina ruido del ambiente. Muy adecuado para transferencia de
custodia
9 Utilizarse en Hidrocarburos,
preferiblemente no utilizar en producto densos.
Especial para medición de productos en Silos,
sólidos, medición de nivel a través de obstáculos.
Aplica para sólidos y líquidos no hidrocarburos. Tanques menores de 5 metros.
10 NO CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE
11 CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE
12 CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE
Tabla 18. Comparación de tecnologías para medición de nivel.74
86
2.2.5. CONSIDERACIONES DE LAS ÁREAS CLASIFICADAS PARA LA SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS.
En los tanques de almacenamiento elevados, que contiene productos inflamables como el GLP, se considera que existen las siguientes áreas peligrosas indicadas en la Figura 13. Cualquier registro abierto, venteo o válvula de relevo, respiradero en el tanque da origen a un área de la División 1 hasta una distancia de 1.5 m en todas direcciones.
Del límite de la División 1 existe un área de la División 2 hasta 1.5 m en todas direcciones. Debe considerarse como área de la División 2, el espacio comprendido desde la superficie exterior del tanque hasta una distancia de 3 m en todas direcciones, debiendo, además, prolongarse el área peligrosa en el plano vertical hasta el nivel del piso. Por lo tanto, al interior de los tanques es división 1, mientras que afuera del tanque es división 2.
Figura 13. Aéreas clasificadas en tanque de almacenamiento. 75
El GLP es un gas mucho más pesado que el aire por lo que la atmósfera es mucho más incendiaria mientras más abajo se encuentre; por tal razón sugiere construir un dique de altura lo más cercana a la superficie que soporta el tanque.
75
87
Para los casos en que el tanque cuente con muro de contención, será considerado como área de la División 2, en cualquier plano vertical, toda el área situada dentro del muro de contención, desde el nivel del piso, hasta la altura del muro, además se asumirá una distribución uniforme del vapor se por el área próxima al tanque (ref. PEMEX).
Las áreas clasificadas como división 1 serán aquellos ubicados sobres del nivel del piso, áreas abiertas. Hoyos por debajo del nivel del piso se considerarán despreciable (API 500 Sec. 9.2.1).
Para las áreas clasificadas como División 2 se usaran los diagramas indicados en la Figura 14, donde los puntos de fuente de riesgo se considerarán en donde se maneja o almacena gases inflamables más pesados que el aire.
De acuerdo a la API 540 se dispone el diseño y la instalación de un adecuado sistema de puesta a tierra para zonas de almacenamiento de petróleo, con el objetivo de obtener una resistencia de puesta a tierra con un valor menor a 5 ohmios.
El diseño preliminar de puesta a tierra debe definir parámetros tales como: resistividad del terreno, números de picas y ubicación de las mismas de manera siguiente.
Para realizar el aislamiento entre los instrumentos de campo y el cuarto de control se deben utilizar barreras de aislamiento tal y como se muestra en la figura 14:
Figura 14. Aislamiento en Áreas Explosivas.76
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