Walter

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En muchas plantas de proceso, el mantenimiento de la instrumentación (figura 1) se puede dividir en dos categorías. La primera es ‘demasiado poco, demasiado tarde’, en cuyo caso la instrumentación falla por la ausencia de mantenimiento preventivo, muchas veces acompañado por una parada del proceso. La segunda categoría es ‘demasiado mantenimiento’, donde las empresas remueven, calibran, limpian y brindan servicio a instrumentación que no lo necesita, con un alto costo en lo que hace a partes, mano de obra y tiempo de parada de los equipos.

Hoy en día, algunos proveedores de instrumentos ofrecen capacidades y servicios que ayudan a los usuarios finales a gestionar el mantenimiento utilizando diagnósticos online, gestión de activos, programación adecuada de tareas de mantenimiento y alertas automáticas cuando surgen problemas.

A continuación se describe de qué manera se pueden aprovechar estas tecnologías para simplificar el mantenimiento, reducir costos, reducir inventarios de partes y evitar fallas inesperadas en los equipos.

 

Figura 1. La instrumentación moderna brinda información de diagnóstico y estado para el mantenimiento preventivo de una planta.

 

Instrumentación con autodiagnósticos

Los caudalímetros y otros instrumentos de proceso han estado disponibles por años en versiones ‘inteligentes’, ofreciendo información vital para mantenimiento.

Por ejemplo, los dispositivos HART de 4-20 mA están en el mercado desde los años ‘80. HART superpone 35 a 40 parámetros digitales a la señal de 4-20 mA, que puede incluir estado del dispositivo, alertas de diagnóstico, parámetros de configuración, etc. Los instrumentos fieldbus ofrecen gran parte de la misma información a través de distintos protocolos, tales como EtherNet/IP y PROFIBUS PA.

Desafortunadamente, más del 60% de los instrumentos se usan sólo para medir la variable de proceso primaria, donde el estado y los datos de diagnóstico son ignorados por el sistema de control. Los técnicos de mantenimiento muchas veces tienen que acceder a los datos con dispositivos portátiles que se enchufan en el caudalímetro. La ausencia de comprensión, capacitación y un software útil para procesar los datos quizás pueda explicar el hecho de que los departamentos de mantenimiento no aprovechan esta capacidad.

Los proveedores de instrumentos pudieron reconocer el problema, lo que los llevó a incorporar en sus caudalímetros y otros dispositivos los diagnósticos a bordo, información de estado y otros parámetros secundarios que necesita el personal de mantenimiento, además del software imprescindible para lograr que todos estos datos sean fácilmente accesibles y utilizables.

Por ejemplo, los caudalímetros de Endress+Hauser incorporan la tecnología Heartbeat, que proporciona una gran cantidad de información de estado y diagnóstico, además de desempeñar funciones vitales, tales como monitoreo de condiciones y verificación in situ.

El monitoreo de condiciones reconoce un posible deterioro en el desempeño de la medición o en la integridad del caudalímetro. Los valores de monitoreo son transmitidos a un sistema de monitoreo de condiciones externo, que se puede usar para reconocer tendencias en los valores secundarios medidos y para evaluar relaciones entre parámetros individuales.

Las normativas muchas veces exigen que los caudalímetros u otros instrumentos sean calibrados periódicamente. Por lo general, esto se lleva a cabo retirando el caudalímetro del proceso, llevándolo a un laboratorio de caudal o instalación de calibración, y comparándolo cuantitativamente con un patrón trazable.

En los instrumentos modernos, la electrónica del transmisor del caudalímetro realiza continuamente una evaluación cualitativa para verificar todos los componentes relevantes que afectan la función y la integridad del dispositivo. Esto confirma y puede documentar mediante verificación que ningún componente del medidor tiene una deriva fuera de las tolerancias de calibración originales. La posibilidad de extender la frecuencia de calibración del caudalímetro se traduce en importantes ahorros en cuanto a mano de obra y paradas de proceso.

 

Figura 2. Los programas de gestión de activos proveen manuales de equipos, listas de partes y demás información a dispositivos portátiles, tales como Field Xpert SMT70 de Endress+Hauser.

 

Gestión de mantenimiento

La instrumentación moderna ofrece información de estado y diagnóstico, pero procesar todos estos datos suele ser un problema. Además, el sistema de control se cargaría con datos irrelevantes para su tarea primaria, esto es control de proceso en tiempo real.

Dentro de este contexto, los fabricantes de instrumentos desarrollaron paquetes de software que realizan todas estas funciones. Hay dos categorías de paquetes: programas de gestión de instrumentos, que analizan la información en tiempo real proveniente de la instrumentación, y un software de gestión de activos, que se encarga del seguimiento de cada instrumento en la planta y guarda datos vitales, tales como manuales y listas de partes.

Los programas de gestión de instrumentos realizan varias funciones para los departamentos de mantenimiento:

  • Configuración – Colaboran con el mantenimiento a la hora de configurar una nueva instrumentación durante la instalación inicial o cuando se reemplaza un instrumento existente.
  • Monitoreo de condiciones – Analizan datos en tiempo real provenientes de instrumentación, detectan problemas y notifican al departamento de mantenimiento cuando un dispositivo necesita atención con antelación a una falla.
  • Gestión del ciclo de vida – Hacen un seguimiento del ciclo de vida completo de un instrumento, desde configuración inicial a calibraciones y reparaciones, y proveen información para auditorías y regulaciones de seguridad.

Si bien un fabricante de instrumentos puede proveer información para sus propios instrumentos, ¿qué hay acerca de los demás instrumentos de otros fabricantes en una planta? Afortu­nadamente, la estandarización en la industria de instrumentación hace posible disponer de esa información.

Hoy en día se dispone de archivos DD (Device Description), EDDL (Enhanced Device Description Lan­guage), DTM (Device Type Manager) y configuraciones HART y fieldbus Foundation de todos los fabricantes, que se pueden acceder desde distintos websites y luego cargarlos en el programa de gestión de instrumentos.

 

Gestión de activos

Cuando una planta tiene miles de instrumentos, hacer un seguimiento de manuales, listas de partes, reportes de auditoría, programas de mantenimiento y demás información puede convertirse en una pesadilla. Un programa de gestión de activos de mantenimiento recopila toda esta información, la digitaliza y la pone a disposición de los técnicos de mantenimiento por medio de dispositivos portátiles (figura 2).

Por lo general, un programa de gestión de activos ofrece:

  • Manuales de instrumentos – Los manuales modernos están disponibles en formato digital y se descargan fácilmente en la base de datos, mientras los anteriores manuales en papel pueden ser escaneados.
  • Listas de partes – Igual que los manuales, las listas de partes pueden ser descargadas o escaneadas.
  • Cumplimiento – El software hace el seguimiento de todas las actividades de los instrumentos, o sea calibraciones, verificaciones y mantenimiento realizado, para cumplir con las regulaciones vigentes.
  • Documentación y reportes – El software puede producir auditorías y reportes que cumplen con los distintos patrones.
  • Gestión de mantenimiento – Determina el momento en que los instrumentos necesitan recibir servicio, ser calibrados o verificados, y lo notifica a mantenimiento.
  • Comunicaciones – El software puede compartir datos con otros programas de gestión de mantenimiento, historizadores, hojas de datos, etc.

Esta información puede ser guardada en el sitio o en la nube, donde se la accede desde una estación de trabajo (figura 3) o un dispositivo portátil.

 

Figura 3. Es posible acceder a datos de instrumentos con un software de gestión de activos, por ejemplo el programa W@M de Endress+Hauser, desde estaciones de trabajo o dispositivos portátiles.

 

Análisis de la base instalada

Muchas plantas no disponen de suficiente información acerca de su base instalada de instrumentos y analizadores de proceso; además, con el tiempo, las plantas se modifican y los instrumentos cambian, empeorando la situación.

Una de las mejores maneras de abordar este problema es implementar un programa de gestión de mantenimiento, normalmente con la ayuda de un proveedor importante de instrumentos. La mayoría de estos proveedores pueden ir a una planta de proceso, realizar una evaluación de la base instalada de instrumentación y ofrecer recomendaciones de gestión acerca de lo que hace falta para mejorar una determinada situación.

Por ejemplo, un análisis de la base instalada consiste de:

  • Inventario de instrumentos – Rastrea y lista todos los dispositivos del sitio para una futura transparencia, sin importar el fabricante.
  • Evaluar la criticidad y mantenibilidad de los dispositivos – Define y clasifica puntos críticos de medición y su mantenibilidad para garantizar que las tareas de mantenimiento puedan realizarse de manera fácil y efectiva.
  • Recomendar una estrategia adecuada de mantenimiento – Evalúa las actividades actuales de mantenimiento y recomienda mejoras para llegar a un programa de mantenimiento balanceado.
  • Identificar equipos obsoletos – Incluye un plan de migración para modernizar la planta,
  • Reducir la complejidad – Incluye recomendaciones para estandarizar la instrumentación y minimizar los repuestos.

Una vez finalizada la evaluación, el proveedor de instrumentos podrá elaborar recomendaciones con información clave para la toma de decisiones relevantes respecto de mejoras en mantenimiento y calidad, obsolescencia y gestión de repuestos para los respectivos activos de la base instalada.

 

Sumario

En las plantas de proceso, la instrumentación moderna y las estrategias afines de mantenimiento tienen una importancia decisiva a la hora de realizar el mantenimiento preventivo, eliminar paradas de proceso a causa de instrumentos que fallan y ahorrar tiempo y dinero evitando actividades de mantenimiento innecesarias.

La implementación de un sistema de gestión de instrumentación puede ser una tarea abrumadora, pero se puede recurrir a los proveedores de instrumentos para recibir asistencia en caso de necesidad.

 

Preparado en base a una presentación de Jon Dietz, gerente de servicio de campo en Endress+Hauser.

¿Qué? ¿Dónde? ¿Cómo?

Noviembre 22, 2018

La identificación inalámbrica que usa RFID es una de las tecnologías clave en procesos de producción inteligentes de Industrie 4.0. A tal fin, Turck ofrece una poderosa herramienta con su solución BL ident RFID.

 

Una producción industrial altamente automatizada, muy flexible y fuertemente interconectada requiere tecnologías eficientes para identificar sistemas, herramientas, componentes y productos. Gracias a sus beneficios específicos, la tecnología inalámbrica de identificación RFID se destaca frente a otras soluciones alternativas, tales como identificación óptica, y se convierte, sin lugar a dudas, en una de las tecnologías clave de Industrie 4.0.

Hoy en día, en muchos lugares, la implementación de RFID en procesos de producción sigue siendo todavía complicada e insume tiempo. La tecnología HF es relativamente fácil de integrar por la incidencia insignificante del entorno espacial y físico. Sin embargo, la tecnología HF tiene un alcance limitado, por lo que se debe recurrir a la banda UHF en aplicaciones que requieren mayor flexibilidad y mayores alcances.

La tecnología UHF se usa principalmente en aplicaciones donde los tags corresponden a producto, permanecen en el lugar, son de difícil alcance o incluso dejan el sitio de producción.

Las lecturas masivas son otro beneficio de la tecnología UHF. Aun cuando la lectura simultánea de varios tags también sea posible con la tecnología HF, está limitada a sólo aproximadamente 20 tags por operación de lectura. UHF puede manejar 200 tags e incluso más, de acuerdo al número de antenas. En consecuencia, la tecnología UHF se usa principalmente en aplicaciones de logística donde se requiere la lectura simultánea de varios tags.

 

Novedad en la última Feria de Hannover: El módulo TBEN-L-RFID de Turck con un servidor OPC UA integrado simplifica la conexión de la automatización de fábrica con el mundo IT.

 

RFID con UHF: Grandes alcances y alta complejidad

Los usuarios aceptan un cierto compromiso entre la mayor complejidad de los sistemas UHF y la mayor flexibilidad y mayores alcances que se logran con esa tecnología. A diferencia de los sistemas HF, la comunicación de UHF no se basa en el acoplamiento inductivo en el campo magnético cercano, sino en la radiación de ondas electromagnéticas.

Esto permite mayores alcances pero también introduce efectos laterales, tales como interferencia causada por la interacción entre cabezales de lectura/escritura o tags. Las reflexiones de las ondas sobre paredes, objetos metálicos u objetos que contienen agua también le plantean desafíos serios al usuario.

Los cabezales de lectura/escritura incorporan algunos parámetros que pueden ser configurados para paliar estos efectos. Por ejemplo, controlar la energía de salida de la mayoría de los dispositivos. Sin embargo, los usuarios también deben configurar filtros RSSI (Received Signal Strength Indicator) y otros parámetros para adaptarlos a la aplicación.

¿Se deben leer varios tags al mismo tiempo? ¿Los cabezales de lectura/escritura o los tags están en movimiento? ¿Se requieren operaciones de lectura y escritura y, si es así, cuán rápidos han de ser los procesos? Estas cuestiones son la base de una instalación de UHF y deben tener respuesta en el momento en que se diseña un sistema.

Y ésta es también la razón por la que la mayoría de los proyectos con UHF requiere la participación de los integradores de sistemas. Los integradores deberán instalar un middleware que filtre, transfiera y, si es necesario, presente la información utilizable desde el RFID a los sistemas ERP, SCADA o MES del cliente.

 

HF irremplazable en automatización

Mientras UHF está ganando terreno principalmente en aplicaciones de logística, el desarrollo de la producción digital en automatización de fábricas seguirá siendo soportada por soluciones de HF, en parte combinadas con la tecnología UHF.

El sistema BL ident RFID de Turck está destinado a esta clase de aplicaciones híbridas, ya que permite la conexión de cabezales de lectura/escritura HF y UHF en los mismos módulos de interface. La adaptación de las interfaces a los controladores es sumamente sencilla, en especial con las nuevas interfaces RFID de los módulos bloque TBEN-S o TBEN-L IP67, provistos con Interface Universal (UI Interface). La interface UI permite que un controlador pueda usar los canales de RFID como simples entradas, lo que elimina la necesidad de un bloque de función definido por el usuario en el controlador.

 

Comunicación estandarizada OPC UA

Si se necesitan interfaces RFID para comunicarse con soluciones de middleware, SCADA, ERP o MES, los usuarios, en la mayoría de los casos, tienen que aceptar soluciones propietarias o incluso escribir sus propios programas.

El estándar OPC UA, independiente de plataforma, es una interesante solución, ya que ofrece un lenguaje estándar para comunicación con controladores y sistemas IT. Dentro de este contexto, Turck ha integrado ahora la interface OPC UA directamente en su interface RFID IP67, denominada TBEN-L4-RFID-OPC-UA, lo que permite que las interfaces puedan comunicarse directamente con MES, ERP u otros sistemas basados en Ethernet. Muchos servicios de nube también soportan OPC UA y, de esta forma, aceptan la transferencia de datos de producción a la nube para tareas de monitoreo o análisis.

OPC UA también contiene una especificación adicional que estandariza la comunicación de dispositivos AutoID en particular, tales como lectores de código de barras o lectores RFID.

Si los dispositivos soportan el estándar correspondiente a dispositivos AutoID, los respectivos sistemas pueden intercambiarse uno con otro. La especificación correspondiente a dispositivos AutoID también proporciona el así llamado modo Reporte, que es soportado por los cabezales de lectura/escritura de Turck.

De esta forma, el cliente podrá realizar un barrido de tags continuo o de tiempo limitado y disponer de los datos leídos como notificaciones de eventos tan pronto se localiza un tag en el campo del cabezal de lectura/escritura. En consecuencia, el usuario ya no requiere una señal de disparo adicional, con lo que el cabezal de lectura/escritura opera de manera autónoma a la hora de reportar cualquier nuevo tag a los usuarios o sistemas de mayor nivel.

 

Comunicación segura

Otro beneficio de OPC UA es el hecho de que el estándar soporta mecanismos de seguridad para encriptación y autenticación, protegiendo así los datos contra un acceso no autorizado, en particular a la hora de transferir esos datos a sistemas ERP o de nube. De este modo, el usuario dispone de un acceso seguro desde cualquier lugar en el mundo.

TBEN-L4-RFID-OPC-UA ofrece encriptación de datos y soporte para certificados de seguridad, como así también configuración de derechos de acceso a través del servidor de web con la correspondiente conexión HTTPS segura.

Ambas bandas de frecuencia, HF y UHF, seguirán teniendo un rol cada vez mayor a medida que avance Industrie 4.0. Y es allí donde reside la importancia de Turck con su sistema BL ident RFID: la posibilidad de trabajar al mismo tiempo con HF y UHF.

 

Preparado en base a una presentación de Bernd Wieseler, director de gestión de sistemas RFID en Turck. Representante en la Argentina: Aumecon S.A.

Producción impecable!

Noviembre 21, 2018

¿Aceite lubricante en el yogur? ¿Bacterias en la mermelada? No sólo suena raro, también puede ser peligroso. Es por eso que para las instalaciones de producción en el ramo de la industria de la alimentación y farmacéutica rigen los estándares más altos de higiene, ya que piezas de máquinas y componentes pueden quedar en contacto con los productos. Se deben tener en cuenta las necesidades específicas del cliente en los distintos segmentos industriales durante el desarrollo del producto.

 

Producción impecable!
Un nuevo estándar: el terminal de válvulas Clean Design MPA-C. Cumple con los requerimientos de la clase de protección IP69K y CRC4, la clase de mayor resistencia a la corrosión en Festo.

 

Un tema limpio

La funcionalidad y el manejo intuitivo dependen de las características de un accionamiento estándar. Pero, si se va a aplicar este criterio en el ramo de la alimentación o la farmacéutica, el producto deberá cumplir con exigencias adicionales. Además de recubrimientos resistentes a la corrosión y el uso de lubricantes aptos para la industria de la alimentación, el diseño del producto juega un papel importante. Aquí todo gira alrededor de una cosa: la limpieza.

Al respecto, Karoline von Häfen, directora del diseño de productos en Festo, aclara:  "Clean Design significa que debemos observar normas muy estrictas en el diseño. Las piezas de la instalación deben ser especialmente accesibles y ser completamente lavables o estar totalmente cerradas y hermetizadas. No deben existir lugares ocultos en los cuales pueda acumularse la suciedad. Además, se exigen superficies lisas y un radio mínimo de esquinas y ángulos de tres milímetros."

 

Producción impecable!
Ahorro de tiempo con la amortiguación autoajustable PPS y la facilidad de limpieza del cilindro higiénico redondo CRDSNU.

 

Terminales de válvulas MPA-C para la industria alimenticia

El diseño limpio del terminal de válvulas MPA-C es considerado un nuevo estándar, ya que cumple con los requerimientos de la clase de protección IP69K y CRC4, la clase más alta en resistencia a la corrosión de Festo. Estos productos, complementados por un sistema de sello redundante, permiten la limpieza con chorros de alta presión o espuma.

Estos terminales de válvulas se pueden instalar en lugares con condiciones ambientales adversas. Además, están compuestos por materiales compatibles con la FDA y lubricados con grasa NSF-H1.

 

Producción impecable!
El cilindro eléctrico ESBF de diseño limpio es ideal en áreas críticas de las líneas de producción.

 

Tecnología de conexiones neumáticas

Incluso el componente más pequeño puede tener un gran efecto en el buen funcionamiento de un sistema. Es por eso que el conector NPCK de acero inoxidable cumple con todos los requisitos para formar parte de un sistema higiénico. Su diseño especial evita que en la tuerca de unión se forme suciedad, acumulación de microorganismos u otras formas de contaminación. Es ideal para ser combinado con tubos PFAN, resistentes a sustancias químicas e influencias ambientales agresivas.

Asimismo, la capacidad de adaptación del diseño del producto en cuanto a componentes de Festo queda demostrado con el cable de conexión NEBV. Junto al producto base, es un cable negro para aplicaciones estándar. Sin embargo, los diseñadores de Festo han pensado también en una variante gris para uso en áreas de producción sensibles. "Hemos evitado en este cable las estrías u otros bordes en los cuales pueda acumularse la suciedad. Aun así, el conector se puede agarrar y sacar muy bien", comentó Jörg Peschel, diseñador de productos de Festo. Este cable eléctrico NEBV recibió un premio por posibilidades de usos flexibles en distintos entornos de fabricación.

 

Producción impecable!
Conector de acero inoxidable NPCK: cumple con todos los requerimientos de diseño limpio.

 

Actuadores neumáticos y eléctricos fáciles de limpiar

El cilindro eléctrico ESBF se destaca por su facilidad de limpieza. Gracias a sus características opcionales, tales como clase de protección IP65, aumento de la protección contra corrosión y lubricante con certificación de la FDA, es ideal para su uso en la industria alimenticia y de bebidas.

Por su parte, el cilindro neumático redondo de acero inoxidable CRDSNU de Festo permite evitar fuentes de infección, ya que sus superficies extremadamente lisas hacen que sea fácil de limpiar. Una opción útil adicional es la amortiguación de posición final autoajustable PPS, que impide posibles filtraciones de suciedad por no poseer tornillos de ajuste.

Festo también ha desarrollado un sistema modular sellado para múltiples aplicaciones. El sellado permite a la unidad se-guir funcionando de manera confiable, incluso si el engrase de fábrica queda eliminado a causa de una limpieza intensiva.

 

Producción impecable!
Cable de conexión NEBV : cable sin estrías ni bordes en los cuales pueda acumularse la suciedad.

 

Más soluciones para la industria alimenticia en www.festo.com.ar/estrellas

En muchas ocasiones, las instalaciones industriales cuentan con tanques de depósito de materias primas, productos terminados, agua para uso general o sistemas contra incendio, etc., y necesitan incorporar mediciones en los mismos para integrarlos a su sistema de control. 

En estos casos, y dado que es habitual que los tanques estén separados del resto de las instalaciones, la tecnología de instrumentación inalámbrica o ‘wireless’ se convierte en una solución muy apropiada y atractiva, ofreciendo una serie de ventajas importantes, tales como ahorro de cableado, facilidad de instalación, posibilidad de uso en áreas clasificadas, etc.

 

Tecnología

La solución de SignalFire está basada en una arquitectura tipo malla o ‘mesh’, denominada SFRSS (Signal­Fire Remote Sensing System), que consiste en un concentrador comunicado con nodos o sensores remotos. Esta tecnología confiere robustez y confiabilidad al sistema, dado que la información de un nodo puede llegar al concentrador por varios caminos, a diferencia de las soluciones punto-multipunto donde la comunicación es por una sola vía.

Los nodos suelen alimentarse con baterías internas; para prolongar su duración, se mantienen en modo de muy bajo consumo y, en un intervalo configurable, transmiten la información a la red. Esto se traduce en una autonomía de varios años, disminuyendo los costos de mantenimiento. Cuando se necesite una frecuencia de actualización muy alta, es posible alimentar el dispositivo de campo con un panel solar, también apto para áreas clasificadas. 

Al utilizar la banda de 900 MHz para la transmisión de las señales, se consigue un vínculo mucho más robusto y de mayor alcance que con otras tecnologías similares que utilizan 2,4 GHz. Normalmente, la distancia entre un nodo y el gateway puede ser de más de 500 m con línea de visión directa, por lo que, en la gran mayoría de las aplicaciones, no se requieren repetidores de señal, como sí es habitual en otros casos.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Solución realmente económica

Muchos usuarios, al intentar implementar una solución inalámbrica con WirelessHART o ISA100, se dieron cuenta de que los ahorros que iban a conseguir en la implementación no eran tales, ya que el monto total de la solución aumentaba como consecuencia de los altos costos de los dispositivos de campo (mayores a los de un transmisor convencional), del gateway y de las licencias de software necesarias.

Con la solución de SignalFire, los ahorros realmente se notan desde el comienzo mismo de la implementación, ya que el precio de un dispositivo de campo inalámbrico es similar al de un dispositivo convencional con salida 4-20mA+HART, mientras el costo del gateway rápidamente se justifica con los ahorros en mano de obra, cableado y todos sus accesorios (zanjeo, cañeros, bandejas, soportes, cajas de paso, borneras, selladores, terminaciones, barreras de seguridad intrínseca o aisladores galvánicos, etc.).

Además, el software SignalFire Toolkit, que permite la configuración de los dispositivos de campo y de los gateways, se entrega y actualiza en forma gratuita, por lo que no representa un valor adicional en el costo de la solución completa.

 

Medición de nivel en tanques presurizados

Si el tanque está presurizado, la medición de nivel se puede realizar mediante varias tecnologías: transmisor de presión diferencial o presión hidrostática, radar sin contacto o de onda guiada, sensor ultrasónico, magnetoestrictivo, capacitivo, desplazador, etc.

En todos estos casos, se puede usar un dispositivo Sentinel de SignalFire con entrada de 4-20 mA o HART para integrar la medición de cualquiera de esos sensores al sistema.

Si el usuario requiere una actualización del valor con mucha frecuencia o en forma permanente, los dispositivos Sentinel pueden estar dotados de un kit de panel solar, regulador y baterías, que permiten alimentar al dispositivo de medición en forma constante. Dicho kit tiene aprobación para uso en áreas clasificadas (Clase I, División 1), por lo que puede ser instalado sobre el tanque sin ningún tipo de inconvenientes. 

El montaje del kit sobre el sensor de nivel es muy simple, y ya hay diseños listos para algunos radares y transmisores de presión reconocidos en el mercado.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Medición de nivel en tanques no-presurizados

En estos casos, y dado que la presión hidrostática de la columna de líquido será proporcional al nivel (suponiendo que la densidad no cambia mucho), la solución más simple sería instalar un sensor de presión Pressure Scout en la parte inferior del tanque.

Este sensor es una solución compacta que ofrece una gran autonomía valiéndose solamente de la batería interna. Por ejemplo, reportando el nivel en el tanque cada minuto, la autonomía es superior a los 6 años.

El reporte por excepción también permite extender el período de reporte para prolongar la duración de la batería, pero sin descuidar la seguridad. En caso de que el sensor detecte un valor de nivel por fuera de los límites configurados, reporta automáticamente el estado al sistema sin esperar el período de transmisión configurado.

Está claro que también se podrá usar en estos tanques el resto de las tecnologías ya mencionadas, integrando los sensores de nivel con dispositivos Sentinel analógicos o con HART.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Medición de nivel, interfase y temperatura

El transmisor Float Scout puede utilizarse para medir nivel total, interfase y temperatura. A tal fin usa un sensor magnetoestrictivo de muy alta precisión y repetibilidad, y puede integrar las tres mediciones en un solo dispositivo. 

De acuerdo a la altura del tanque, el usuario puede optar por un sensor rígido (varilla de acero inoxidable por la que se desplazan los flotantes), o bien por un sensor flexible de PVDF para tanques más altos donde la instalación de un sensor rígido puede resultar complicada.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Alarmas de nivel

En muchísimos casos, los tanques incorporan interruptores para detectar condiciones de alto/muy alto o bajo/muy bajo nivel, y reportar las alarmas correspondientes. 

La integración de este tipo de señales discretas es muy sencilla gracias a un transmisor inalámbrico Sentinel con dos entradas discretas. De esta forma, con un solo dispositivo es posible monitorear las alarmas de alto y bajo nivel en un tanque. 

Este dispositivo tiene un bajísimo consumo, por lo que, aún actualizando su estado cada 15 segundos, ofrece una autonomía de más de 5 años. Sentinel con entradas discretas también funciona trabajando en modo de excepción, por lo que puede reportar inmediatamente  un cambio de estado en cualquiera de las entradas.

 

Soluciones wireless para medición de tanques 

Medición de temperatura

El dispositivo más apropiado en cada caso depende de la cantidad de mediciones de temperatura necesarias en el tanque. 

En caso de mediciones simples, se puede utilizar un cabezal Sentinel-RTD (con entrada para sensor RTD Pt100)
o Sentinel-TC (para termocupla K).

En cambio, si el usuario necesita obtener el valor de temperatura promedio o el perfil de temperaturas, lo recomendable es usar un Sentinel-HART o un Sentinel-Analogue conectado a un sensor inteligente multipunto. De esta manera se consigue la información de cada sensor en forma individual, o bien el promedio entre todos los sensores.

Este método es habitual, por ejemplo, en tanques de almacenamiento de hidrocarburos, en los cuales se necesita el valor de temperatura para el cálculo del volumen en condiciones estándar, o en silos con granos donde la temperatura debe monitorearse por razones de seguridad.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Medición de presión

En muchos casos, los tanques están presurizados como consecuencia, por ejemplo, de las características del fluido almacenado.

En esta aplicación se puede usar un sensor Pressure Scout que, además, tiene la capacidad de reportar inmediatamente una condición de alarma por alta o baja presión, sin esperar el período de actualización estándar. De esta forma, el operador puede ser alertado rápidamente por una falla en el sistema de inertización o por un exceso de presión debido a una falla en la válvula de presión y vacío.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Detección de apertura de tapas

El nuevo Tilt Scout de SignalFire ha sido diseñado específicamente para facilitar el monitoreo del estado de las tapas de los tanques. La instalación del dispositivo es muy simple ya que tiene muy pequeñas dimensiones y se puede adherir a la tapa en forma magnética. Utiliza un acelerómetro de estado sólido de 3 ejes, que detecta el ángulo de la tapa para determinar si está abierta, cerrada o en una posición intermedia. 

De este modo, el operador de la planta puede identificar rápidamente qué tanque ha sido abierto o bien si alguna de las tapas no está cerrando correctamente y, por lo tanto, podría estar venteando gases tóxicos o inflamables. Una autonomía de más de 5 años implica un bajísimo costo de mantenimiento.

 

Indicación a pie de tanques

Un display de campo de SignalFire, que incluso puede ser alimentado con baterías, le permite al operador de la planta acceder facilmente a la información de los tanques, sin necesidad de desplazarse hasta la sala de control.

Field Monitor cuenta con una pantalla LCD de 11 líneas, que puede mostrar hasta 30 páginas de información, configurables por el usuario. También incorpora funciones matemáticas y de conversión de unidades, que permiten, por ejemplo, mostrar el volumen de producto en un tanque a partir de la medición de nivel.

 

Otras mediciones y dispositivos

La solución SignalFire permite integrar todo tipo de señales de campo. Por lo tanto, con la misma facilidad con que se integran las mediciones propias de los tanques, también pueden incorporarse señales de pulsos (caudalímetros), dispositivos con comunicación Modbus, celdas de carga, etc.

También pueden diseñarse soluciones ‘híbridas’ utilizando módulos de entradas/salidas múltiples con comunicación wireless, que permiten integrar varias señales que ya están cableadas.

 

Integración con el sistema de planta

Un sistema de planta típico se compone de un gateway con comunicación Modbus (RTU o TCP) y los correspondientes dispositivos de campo asociados (hasta un máximo de 240 por gateway), cada uno con una dirección particular que terminará siendo el ID de Modbus del mismo. 

A su vez, el gateway también tendrá su propio ID a través del cual el sistema de la planta podrá acceder a información de diagnóstico de la red inalámbrica.

 

Comunicación HART inalámbrica

Una funcionalidad muy importante, especialmente en estos casos y dado que el acceso a la parte superior del tanque puede ser complicado, riesgoso o demandar permisos de trabajo especiales, es que los dispositivos con comunicación HART integrados a la red inalámbrica de SignalFire pueden ser configurados en forma remota mediante cualquier herramienta con tecnología FDT/DTM, por ejemplo Pactware, utilizando la misma infraestructura. 

De esta manera, el usuario podrá agregar a la red cualquier dispositivo HART conectado a un nodo Sentinel y configurarlo remotamente a través de la red de SignalFire (incluso a miles de kilómetros de distancia).

En definitiva, es posible implementar un sistema con funcionalidades de WirelessHART, pero sin una red WirelessHART.

 

Soluciones wireless para medición de tanques

Facilidad de implementación y expansión

 

Solución wireless

A la hora de diseñar el sistema de medición de tanques pensando en la arquitectura wireless, simplemente deberá tenerse en cuenta el dispositivo más apropiado para cada medición (por ejemplo, un radar en cada tanque conectado al cabezal Sentinel-HART) y el gateway que concentre la información de todos los dispositivos.

Del mismo modo, agregar más tanques o servicios auxiliares sólo implica la compra e instalación del dispositivo que corresponda. Una vez instalado el dispositivo en la planta, en pocos minutos estará en condiciones de reportar datos al sistema.

A modo de un simple ejemplo, se muestra la implementación de la medición de nivel y temperatura en un pequeño parque de tanques ubicados lejos de la planta utilizando la solución wireless. Las mediciones de nivel se pueden llevar a cabo con radares o transmisores por ultrasonido conectados a equipos Sentinel-HART, mientras que, para las mediciones de temperatura, se utilizan cabezales Sentinel-RTD conectados a los sensores.

La arquitectura es muy simple y su instalación y puesta en marcha se pueden llevar a cabo en muy poco tiempo y sin demandar mano de obra y maquinaria especializada que no sea la habitual para el personal de instrumentación de una planta.

 

Solución convencional

En cambio, cuando se piensa en la misma implementación con una solución cableada convencional, se deben tener en cuenta muchos otros aspectos de la instalación: cañeros, cajas de paso y bandejas; soportería para cañeros o zanjas y cámaras de inspección; cables, terminadores y borneras; barreras de seguridad intrínseca o aisladores galvánicos (en caso de requerirse); módulos de entradas/salidas en el controlador, etc. 

La incorporación de señales adicionales suele obligar al usuario a verificar si tiene entradas/salidas disponibles en su sistema, si tiene cables, borneras y barreras de S.I. o aisladores suficientes, etc., lo que complica y encarece la expansión que se está planificando.

Siguiendo el mismo ejemplo ya mencionado, queda claro que la instalación del sistema es mucho más costosa y laboriosa por la gran cantidad de materiales, maquinaria y mano de obra especializada que se necesita para la instalación.

 

Seguridad de la información

El protocolo utilizado por SignalFire se basa en FHSS (Frequency Hopping Spread Spectrum), lo que significa que la frecuencia de transmisión no es fija sino que va cambiando constantemente siguiendo un patrón aleatorio. De esta manera, se evitan interferencias y se establece un primer nivel de seguridad. Adicionalmente, el protocolo de transmisión no está publicado y el hardware utilizado en los equipos es propietario.

La tecnología de SignalFire permite la configuración de una clave para encriptar los datos que son transmitidos a través de su red, garantizando que la informacion no pueda ser interceptada o modificada. El sistema utiliza AES (Advanced Encriptation Standard), un mecanismo simétrico de cifrado adoptado por NIST de EE.UU. en 2002 como estándar luego de 5 años de prueba. Utiliza una clave de 128 bits, y es el mismo que se emplea en bancos, comercio electrónico, organismos gubernamentales, etc.

Dentro de la información que los dispositivos de campo reportan al gateway hay parámetros de diagnóstico, tales como nivel de batería, calidad de señal inalámbrica y otros valores que pueden usarse para detectar fácilmente problemas de comunicación o programar un mantenimiento preventivo.

 

Preparado por el Ing. Pablo A. Batch, Gte. Ingeniería de Aplicaciones, Esco Argentina S.A.

Software de diagnóstico
El software Valvesight de Flowserve, basado en la tecnología FDT/DTM, ofrece diagnósticos de válvulas de control gracias a la información obtenida de posicionadores inteligentes. Monitorea constantemente el estado de salud del conjunto válvula/actuador/posicionador y la muestra en una interface gráfica simple e intuitiva que permite visualizar el estado y reconocer posibles fallas.

 

¿Qué se puede hacer con una alimentación de 3,6 mA? Según Leo Hughes, gerente de capacitación y desarrollo de Baker Hughes, esta pregunta tan simple ha desafiado a algunas de las mentes más brillantes en este campo desde los años ’90.

En su presentación durante el 2018 Knowledge Forum de VMA (Valve Manufacturers Association), Hughes señaló que nos encontramos en la tercera década de posicionadores digitales alimentados por lazo y que ya se aprovechan al máximo las capacidades de desempeño que ofrecen sus diseños. Dentro de este contexto, recién en los últimos años se ha renovado el tema de los diagnósticos en válvulas de control.

 

Un poco de historia

Antes de los años ’80, todos los métodos de diagnóstico de válvulas eran manuales. Los técnicos solían usar dispositivos mecánicos de medición, calibres, manómetros y cosas por el estilo. La documentación era manual y, por lo general, los métodos dependían claramente de la experiencia del técnico. No había posibilidad alguna de diagnosticar en forma remota la salud de una válvula de control.

A partir de entonces, hicieron su aparición las computadoras personales (PCs), que se encargaban de la adquisición de datos conectándolas a la válvula. Fue la primera incursión en la recolección automática de datos desde una válvula de control, lo que permitía  ver qué hacía una válvula, su salud y cómo estaba funcionando. Esta tecnología fue adoptada primero en la industria nuclear por sus elevadas exigencias de exactitud.

En la mayoría de los casos, eran los fabricantes de válvulas de control quienes proveían este servicio. El tiempo era escaso, y todo estaba programado teniendo en cuenta cuánto tiempo llevaba diagnosticar, configurar y volver a poner todo en marcha. Si bien esto significaba una mejora respecto de las mediciones manuales, todavía no había monitoreo remoto, mientras el uso de las PCs y la capacidad de interpretar los datos obtenidos dependían en gran parte de la experiencia del técnico.

En 1994 aparecieron los posicionadores de válvula digitales. Hughes señaló que esta tecnología tuvo un comienzo difícil ya que todo era propietario, lo que dificultaba la posibilidad de comunicación entre sistemas para obtener diagnósticos. Los problemas llevaron a la necesidad de tener un protocolo estandarizado.

Esto llevó al advenimiento de HART (Highly Addressable Remote Transducer). Según Hughes, la idea detrás de este protocolo era la de usar las señales de comando de 4-20 mA existentes y superponer una firma digital a dichas señales. Las limitaciones de HART llevaron al desarrollo de fieldbus Foundation, tardando una década en acordar qué serían los protocolos totalmente digitales.

A partir del año 2000, fieldbus Foundation se convirtió en el estándar para nuevas plantas, mientras HART I/O se utilizaba para integrar información de válvulas con los sistemas digitales de control. La integración de un software PAM (Plant Asset Manage­ment) se fue generalizando y ahora es bastante estándar.

También apareció el software de diagnóstico online para validar el desempeño y la salud de una válvula de control mientras estaba en servicio. De esta forma, los diagnósticos se volvieron cada vez más independientes de la experiencia del técnico, además de ser más consistentes. El software puede ser programado para determinar qué podría hacer el mejor técnico a partir de los indicadores y elaborar una posible acción correctiva, incluyendo los repuestos necesarios.

 

Estándares industriales

El protocolo HART se convirtió en el estándar de facto en los mundos analógico e híbrido de antes, donde los instrumentos y los posicionadores de válvula instalados tomaban la información del campo y la enviaban de regreso.

En aplicaciones más recientes, la red completamente digital de fieldbus Foundation ofrece una amplia información y permite obtener datos extensos desde una gran variedad de dispositivos de campo.

Entre 2003 y 2010 hubo muchos intentos de instalar software en algunos de los principales sistemas de control distribuido (DCSs). Pero todos eran propietarios, por lo que, cada vez que había un cambio en el software de DCS, los fabricantes de válvulas se veían obligados a testear los cambios en sus sistemas.

Fue un gran desafío garantizar que el software y los diagnósticos de un determinado fabricante de válvulas pudieran funcionar en el sistema de control utilizado por el usuario. A modo de respuesta, surgieron dos sistemas estandarizados.

Uno fue FDT Group, que ofrece gráficos completos y que recibió una amplia aceptación por parte de los usuarios finales. El otro, EDDL, tiene gráficos limitados y una aceptación no tan amplia.

ISA 75.13 establece los criterios de desempeño de una válvula. Fue un buen comienzo, pero al haber tantas permutaciones de válvulas con actuadores, resultaba difícil conformar el estándar. Por su parte, ISA SP 75.26 definió pautas acerca de lo que se debería hacer en un test de diagnóstico.

 

Diagnósticos predictivos
Con cinco sensores de presión, el posicionador digital Logix 3800 permite a los operadores identificar y evaluar la severidad de los problemas que se van desarrollando en válvulas y actuadores para que puedan accionar antes de que se produzca un evento crítico.
• Alerta de presión de suministro – Monitorea la presión del suministro de aire de instrumentos.
• Alerta de fricción alta/baja – Monitorea el ajuste de empaquetadura y sellos.
• Alerta de fugas neumáticas – Monitorea un consumo excesivo de aire que indica fugas en el actuador o tubería.
• Error de posición a prueba de falla – Detecta problemas en el resorte del actuador a prueba de falla.
• Alerta de backlash – Monitorea el enlace del actuador con la válvula y detecta pérdida de conexiones.

 

Diagnósticos

En los años ’90, el problema pasaba por definir lo que podría o debería hacer un posicionador digital y qué se necesitaba del mismo. Con una alimentación limitada a 4 mA, los sistemas tenían que estar diseñados para elegir qué era lo más importante para la aplicación: ¿diagnósticos o performance? No se podía tener ambas cosas con una alimentación tan limitada.

Dentro de este contexto, los microprocesadores iban creciendo muy rápidamente, pasando de 8 bits a 16 bits y a 32 bits en muy poco tiempo, por lo que podían hacer mucho más que antes. Los fabricantes incorporaron mejores algoritmos de desempeño, además de diagnósticos y sensores de posición.

En sus comienzos, los sensores de posición en válvulas eran potenciómetros propensos a romperse, por lo que se pasó a sensores magnéticos sin contacto. A medida que la válvula se desplaza, la orientación del campo magnético también lo hace, de modo que estos sensores podían indicar cómo y adónde se estaba desplazando. También se comenzó a utilizar LEDs o LCDs con botones y menús, que aumentaban la capacidad de acceso y la confiabilidad.

Sin embargo, las características de diagnóstico permanecían relativamente sin cambios y los desafíos por obtener diagnósticos de una válvula de control no encontraban solución. El auto-monitoreo y las alarmas del posicionador hicieron posible realizar pruebas y tener diagnósticos continuos, pero muchas veces llevaban a una imagen incompleta de la causa raíz. No eran determinísticos.

Las firmas de diagnóstico offline también eran valiosas, pero sólo se podían implementar cuando el proceso estaba detenido, por lo que su cronograma solía estar basado en el mantenimiento de otros equipos. No tenían valor para el mantenimiento predictivo; tan sólo era posible determinar si la válvula había pasado mucho tiempo cerrada en el asiento, pero esto podía no tener mayor importancia para una aplicación en particular.

Así se llega al monitoreo de diagnósticos online. Requiere sólo un movimiento mínimo de la válvula y depende en gran medida de la integración del sistema de control a través de HART I/O o fieldbus Foundation. Las ventajas incluyen diagnósticos continuos, que es la primera línea de defensa en una estrategia escalonada de diagnósticos. También permite establecer tendencias en el entorno operativo de la válvula.

Los diagnósticos online ofrecen un análisis continuo mucho mejor. El posicionador puede indicar qué está pasando, estableciendo entonces tendencias en tiempo real. Permite monitorear las veces que se quiera y cuándo se quiera. También es posible iniciar un monitoreo programado o basado en condiciones en tiempo real.

Los problemas de las válvulas se pueden separar del desempeño del lazo de control o implementar un programa de gestión global de mantenimiento predictivo.

El almacenamiento de los datos de una válvula en la nube permite disponer de toda la información sobre materiales e historial de mantenimiento y reparaciones, lo que sirve para determinar si la válvula está realmente sana. Cada vez es más fácil acceder a los datos, lo que incluye el ciclo de vida completo de la válvula.

Todo esto avanza y hoy en día un técnico puede portar un casco inteligente que le permite hablar con alguien en la fábrica u otro experto en la materia. El experto remoto podrá ser consultado acerca de la válvula de control que interesa, ya que está en condiciones de ver lo que el técnico ve a través de las videocámaras instaladas en el casco.

Con este monitoreo remoto, la ciberseguridad pasa a ser un problema, de modo que es necesario incorporar las correspondientes protecciones. Una posible protección puede impedir mover o cambiar la válvula desde una ubicación remota de monitoreo.

 

Resumen

Los diagnósticos de válvulas online permiten que el personal de mantenimiento de planta o del servicio contratado pueda tomar decisiones informadas y proactivas acerca del mantenimiento de las válvulas.

Se trata de un panorama dinámico que, sin duda, seguirá firme en los años por venir.

 

Preparado en base a una presentación de  Leo Hughes, gerente de Baker Hughes, durante 2018 Knowledge Forum de VMA.

Los productos Valvesight y LOGIX 3800 son de Flowserve.

En la Argentina: Esco Argentina S.A.

En una gran variedad de industrias de proceso, las válvulas juegan un rol crítico en el funcionamiento y desempeño de plantas o instalaciones, determinando en gran medida aspectos como rentabilidad, confiabilidad y disponibilidad de las mismas.

El uso de equipos adecuados para cada función o proceso es indispensable para asegurar un desarrollo completo, pero… ¿Cómo se puede saber qué válvula debemos instalar?

 

Elimine la complejidad en aplicaciones de válvulas y actuadores

Todo comienza con una selección adecuada

A la hora de elegir una válvula para un propósito en particular, se deben considerar las condiciones de operación, que van desde el fluido a manejar (agua, vapor o algún compuesto químico, por mencionar sólo algunos ejemplos) y sus características (temperatura, viscosidad, composición química y física, etc.), hasta la función que realizará la válvula (regular el flujo, aislar parte del proceso durante alguna contingencia, cortar o suministrar el paso del fluido, etc.), además de considerar el área donde será instalada.

Contar con una válvula precisa es indispensable para hacer eficiente un proceso y, por ende, obtener un mayor beneficio y optimizar la operación.

Empezaremos por clasificar el uso que tendrá la válvula: ¿será un elemento de control?, ¿es para corte o seccionamiento?, ¿se la requiere automati­zada o de operación manual? Depen­diendo de las respuestas se puede determinar qué tipo de mecanismo es el más adecuado a nuestras necesidades.

Recordemos que existen diferentes tipos de válvulas, por ejemplo, esféricas, de seccionamiento, de corte, on/off, a solenoides, de control, etc. En consecuencia, el primer paso es clasificarlas de acuerdo a las características particulares que les permiten cumplir con su función dentro de nuestros procesos: Control y Corte.

 

Válvulas de corte

Las válvulas de corte se utilizan para bloquear completamente una sección de tubería y/o proceso, de modo que resulta indispensable que tengan un sello hermético cuya función sea permitir el aislamiento preciso. Son parte fundamental de la seguridad de las instalaciones y, junto a sistemas específicos, ayudan a separar los procedimientos en caso de algún imprevisto, incluso en situaciones de fuego, evitando que éste se propague.

La principal característica de la válvula de corte es estar totalmente abierta o cerrada. En el primer caso es deseable, por no decir indispensable, que genere la menor restricción posible dentro del proceso. Los costos asociados a caídas de presión generadas por codos y/o válvulas pueden llegar a ser considerables a la hora de transportar un fluido, pues dicha limitación debe equilibrarse con sistemas de compresión (gases) o de bombeo (líquidos); a mayor potencia requerida, mayor costo de operación.

En este caso, una válvula esférica de paso completo puede ser una gran opción, ya que cuenta con una hermeticidad excelente, además de que, al tener camino libre, permite hacer corridas de diablos y/o tener una restricción mínima en el flujo del proceso.

Las válvulas de corte pueden ser operadas manual o automáticamente. Las primeras pueden ser operadas a través de una palanca, operador manual de engranes o cadena, mientras que la automatización es a través de un sistema de control, como en el caso de las válvulas destinadas a emergencias, las cuales, dependiendo de su criticidad, pueden requerir que se cumplan las normas SIL.

En caso de que se la maneje de manera neumática, la automatización se logra a través de una válvula solenoide, que puede ir instalada directamente sobre el actuador (montaje tipo NAMUR) o mediante tubería rígida o flexible (montaje en línea). También puede haber un tablero de control neumático que permita centralizar toda la dirección de las válvulas de proceso en un solo punto, para conseguir un mejor uso y mantenimiento de las mismas.

La solenoide debe seleccionarse en base al tipo de válvula de proceso a controlar (tres vías para válvulas con actuador simple efecto, y cuatro o cinco vías para actuadores doble efecto), a la cantidad de aire de instrumentos que suministre el actuador para su movimiento (Cv de la válvula solenoide), a las características eléctricas del sistema de control (tipo de corriente y valor de tensión) y al tipo de área en el que estarán instaladas (áreas clasificadas o de uso general, sistemas de bajo consumo para control remoto y/o ahorro de energía, restablecimiento manual por cuestiones de seguridad, etc.). De más está decir que el aire de instrumentos debe estar debidamente tratado para evitar posibles problemas por suciedad o exceso de agua.

Válvulas de control

Las válvulas de control sirven para un propósito en particular, por ejemplo regular flujo, presión o temperatura, siguiendo un criterio de selección cuya base son las condiciones de operación. A diferencia de las válvulas de corte, la función de una válvula de control es, en un 90% de los casos, modular su apertura para obtener un resultado o cambio en las variables de proceso.

Las válvulas de control se clasifican en globo, mariposa, esférica, tres vías, etc.; la válvula adecuada depende de la función o proceso involucrado:

  • Las válvulas de control tipo globo son muy útiles en aplicaciones con altas caídas de presión y/o donde se requiere un manejo “fino”. Estos equipos permiten utilizar accesorios internos para combatir fenómenos como cavitación o altos niveles de ruido en gases.
  • Las válvulas de control esféricas tienen un excelente desempeño cuando se requiere una alta capacidad de flujo, minimizando el costo de los equipos. Se pueden agregar accesorios para atenuar el ruido y/o la cavitación.
  • Las válvulas de control tipo mariposa pueden utilizase en aplicaciones de control de flujo donde se requiere mayor capacidad al menor cambio en la apertura y, por lo general, no se tienen altas caídas de presión. Este tipo de válvula es mucho más económico en lo que hace a la relación tamaño versus precio.

 

Soluciones para la industria

Todas las industrias y sus procesos tienen necesidades y desafíos específicos en la aplicación de válvulas y actuadores. La seguridad es un asunto crítico en todas las industrias, mientras los productores se enfrentan día a día a crecientes presiones para lograr una mejor administración de los costos, mejorar la productividad, extender los ciclos de mantenimiento y sacar el mayor provecho de cada activo, mejorando la confiabilidad.

Las válvulas y los actuadores son parte integral de cualquier proyecto de confiabilidad. La operación de una planta puede ser más fluida y más productiva si delega los desafíos en cuanto a selección de válvulas y actuadores a un experto de confianza.

En aplicaciones de la industria petrolera, las válvulas con mantenimiento deficiente son una de las principales causas de la reducción en la capacidad de producción en upstream, midstream y downstream.

Sin embargo, los desafíos en cuanto a válvulas y actuadores, por lo general, insumen mucho tiempo y son de los más complejos de superar, especialmente durante la optimización de la planta.

Los problemas más frecuentes de la industria tienen que ver con el tiempo de inactividad no programado, costos de mantenimiento elevados y el riesgo para la seguridad del personal.

 

Elimine la complejidad en aplicaciones de válvulas y actuadores

Soluciones para perforación y producción

Las operaciones upstream exigen seguridad y un desempeño excepcional. En sus usos más extremos, desde la estimulación de yacimientos no convencionales hasta los establecimientos de producción, el éxito requiere tecnologías avanzadas, experiencia y una infraestructura de respaldo global.

Al respecto, Emerson ofrece soluciones llave en mano, servicios globales y sistemas clave de protección de presión de alta integridad (HIPPS) y de tecnologías de paradas de emergencia (ESD), que se encargan de proteger al personal y al ambiente y que, al mismo tiempo, ayudan a mitigar los riesgos económicos y operativos. Las tecnologías incluyen diagnósticos en línea y monitores inalámbricos de posicionamiento de válvulas, tanto para control de modulación como de encendido y apagado, controladores de válvulas digitales, válvulas, manifolds, actuadores, gabinetes, transmisores y controladores lógicos.

 

Tuberías de distribución y aplicaciones de almacenamiento

Las aplicaciones de servicios severos, de grandes diámetros y de altas presiones plantean desafíos para cualquier operación de transporte de petróleo y gas. Además, cada iniciativa, desde nuevas construcciones hasta tareas de mantenimiento que estén en desarrollo, debería reducir costos, mejorar el rendimiento y garantizar que se cumplan las prioridades de ambiente, salud y seguridad (SHA).

En cuanto a tuberías de distribución de petróleo y gas, Emerson ofrece paquetes de automatización y soluciones integrales para aplicaciones de válvulas de grandes diámetros y alta presión. A esto se suma una amplia capacidad de gestión de proyectos globales y experticia técnica que se traduce en soluciones diseñadas específicamente para válvulas de aislamiento principales, estaciones de bombeo, estaciones de compresión, trampas lanzadoras de raspadores, instalaciones de almacenamiento y patines de medición.

 

Seguridad en la gestión de proyectos

Iniciar cualquier proyecto nuevo o emprender un reacondicionamiento de las instalaciones puede ser una tarea abrumadora. Pero cuando se cuenta con un experto, el usuario puede quedarse tranquilo al mismo tiempo que se beneficia de la experiencia de cientos de proyectos llevados a cabo de manera exitosa.

Cuando hay involucrados expertos de Emerson al inicio de un proyecto, se podrán obtener beneficios tangibles que contribuyen considerablemente a asegurar el éxito del proyecto: minimizar el riesgo del proyecto, disminuir los costos, implementar más rápidamente el proyecto y contar con soporte experto y de gestión durante todo el proyecto.

 

Centro de Servicios Móvil de Emerson en Argentina

El Centro de Servicios Móvil es una iniciativa que permite acercar técnicos y especialistas calificados de Emerson a los usuarios, además del equipamiento necesario para cumplir en tiempo y forma con los cronogramas de parada de planta.

Cuenta con la tecnología y el equipamiento necesarios para realizar tareas de gestión de mantenimiento, reparaciones y calibraciones de válvulas de control y on-off, reguladoras y actuadores. Su completo equipamiento abordo permite la obtención de diagnósticos avanzados utilizando el software AMS Suite: Intelligent Device Manager con ValveLink Snap-On, la herramienta FlowScanner 6000, el comunicador de campo 475 Field Communicator y pruebas de fuga en asientos. Tiene capacidad para trabajar con válvulas de 0.5” a 12” y disponibilidad permanente de repuestos y partes para reparación y reacondicionamiento de válvulas.

Esta iniciativa representa una nueva modalidad para afrontar y planificar las tareas en una parada de planta, permitiéndoles a los usuarios reducir costos de mantenimiento y de tiempo de respuesta ante eventuales fallas, aumentar la confiabilidad y optimizar costos teniendo una mayor certidumbre en la identificación de las válvulas críticas a reparar.

 

Preparado por Emerson Automation Solutions.

La automatización de válvulas de control ha logrado importantes avances en los últimos años. Si bien las válvulas de control en sí mismas no se han modificado, se presta cada vez mayor atención a la automatización y posicionamiento preciso de estos dispositivos.

A continuación se describe la importancia de la automatización de válvulas de control en las modernas plantas de proceso y cómo se puede conseguir un desempeño óptimo de la válvula.

A la hora de elegir un dispositivo o tecnología para automatizar válvulas, son muchos los factores a tener en cuenta: requerimientos de la aplicación específica, certificaciones eléctricas, nivel de integridad de seguridad (SIL), protocolos digitales versus comunicación analógica tradicional y muchos más.

 

Introducción

Un posicionador de válvula es un componente crítico del elemento de control final de un ciclo de proceso, o sea de la válvula de control. Los posicionadores convierten las señales eléctricas en señales neumáticas para controlar el desplazamiento del actuador. De esta forma se consigue mantener la válvula en una determinada posición en respuesta a una señal de control de proceso variable.

Los fabricantes de posicionadores de válvulas de control deben cumplir con rigurosos requerimientos de eficiencia, confiabilidad y consumo reducido de energía y, al mismo tiempo, ofrecer dispositivos de costo económico que responden a los requerimientos industriales.

Por su parte, la necesidad de tener diagnósticos predictivos es una característica que no puede faltar en los posicionadores de válvulas. Es de fundamental importancia poder predecir fallas en la válvula, la señal de control y el posicionador antes de que se conviertan en un evento catastrófico y paren la planta.

 

Avances recientes

La industria de las válvulas de control no innova tan rápidamente como ocurre en otros campos tecnológicos. En lugar de grandes avances innovadores, los productos se van adaptando y mejorando lentamente en el tiempo, ofreciendo una tasa de progreso lenta pero constante.

En la última década, los desarrollos en posicionadores de válvula inteligentes y digitales han superado claramente la performance de los sistemas mecánicos y electroneumáticos. Mientras tanto, los avances en protocolos de comunicaciones digitales permiten que la tecnología de controladores inteligentes progrese e integre una funcionalidad más sofisticada.

Por ejemplo, los fabricantes de posicionadores se van alejando de los diseños que requieren un contacto directo con el vástago de la válvula para realimentación al posicionador a favor de la tecnología de sensores de efecto Hall sin contacto.

Asimismo, las mejoras en cuanto a diagnósticos de dispositivos tienen que ver con facilitar la transición del mantenimiento tradicional correctivo y programado al mantenimiento predictivo. Los diagnósticos con posicionadores de válvula son cada vez más sofisticados y ofrecen la posibilidad de testear válvulas para determinar si requieren mantenimiento o reemplazo.

Los protocolos de fieldbus digitales y las unidades de procesamiento central de baja potencia aceleraron la evolución del posicionador de válvula. Igual que los sensores y controladores de proceso que incorporaron capacidades inteligentes, los posicionadores y los controladores de válvula también siguieron por el mismo camino.

El advenimiento de posicionadores inteligentes de válvulas de control con capacidades internas de tendencias, diagnósticos, estados de alarma, etc., elimina, en muchos casos, la necesidad de un software externo. Esta solución es más segura en caso de fallas, ya que los cambios de configuración deben realizarse físicamente en el posicionador.

Además, el conservar datos históricos de la válvula en el posicionador en lugar de hacerlo en el software del sistema de control distribuido garantiza que no se pierda información valiosa si el posicionador llegara a ser retirado de servicio. Asimismo, la posibilidad de configurar localmente el posicionador elimina la necesidad de un dispositivo portátil costoso.

Algunas de las innovaciones más importantes en el monitoreo automatizado de válvulas tienen que ver con el aire de suministro (por ejemplo, medir y registrar la presión del suministro de aire al posicionador y enviar una alarma si cae por debajo de un valor predeterminado), el aire de salida (por ejemplo, medir y registrar la presión del aire de salida al actuador y enviar una alarma si no se hace presente después de un determinado período de tiempo), emisiones (por ejemplo, detectar una fuga en la sección de fuelle de la válvula de control y cerrar la válvula sin control externo si aparece una fuga), y solenoides de parada de emergencia (ESD) (por ejemplo, testear y determinar si el solenoide opera según lo requerido en caso de una emergencia).

Una mejora muy importante en la tecnología de válvulas automatizadas es el test de carrera parcial (PST), una característica incorporada en el posicionador que mueve una válvula ESD de la posición 100% abierta a una posición predeterminada (80%) y luego de vuelta a 100%. Esto indica que la válvula se moverá cuando sea necesario. Las nuevas técnicas permiten realizar el PST desde una fuente externa o automáticamente de acuerdo a un intervalo predeterminado, reportando los resultados de pasa-falla del test.

Además, la generación actual de posicionadores inteligentes puede utilizar entradas discretas y salidas discretas para disparar una salida a control, mientras que el monitoreo de la fricción de la válvula puede indicar el aumento o la disminución de la fricción en la válvula y el tipo de histéresis que está causando.

En cuanto a las mejoras en la salud de dispositivos y sistema, ahora es posible realizar tests de firma de válvula para evaluar con exactitud la condición de sus componentes internos, eliminando servicios de equipos, compras de repuestos y reemplazos innecesarios de válvulas. Es posible correr simultáneamente tendencias e histogramas para seguir el desempeño del posicionador, y entregar un listado de estados de alarma con el registro de las alarmas.

Todas estas características avanzadas permiten determinar la salud general de los activos e instrumentos y luego formular estrategias eficaces de mantenimiento.

También hay disponibles soluciones avanzadas para el monitoreo de emisiones fugitivas que evitan fallas en el sello de fuelle y empaquetadura de la válvula, con la potencial descarga de gases peligrosos. De esta forma,  el posicionador puede sensar internamente la carcasa del sello de fuelle, abrir o cerrar la válvula, o moverla a una posición predeterminada si la presión es demasiado grande. Si el posicionador detecta una fuga, puede enviar una alarma alertando a los operadores acerca del estado de la válvula. Gracias a la detección temprana de emisiones fugitivas mediante el monitoreo de fugas, las plantas pueden programar de inmediato un mantenimiento para minimizar la contaminación del aire y evitar multas.

Por último, el consumo de energía es una preocupación crítica en los equipos industriales. Los sistemas de control alguna vez se diseñaban con la fuente de alimentación entregando 1,5 veces los requerimientos de corriente para la alimentación de lazos individuales.

Con el tiempo, las plantas fueron  aumentando gradualmente sus demandas de consumo de energía en cada gabinete de E/S al punto de afectar los instrumentos de campo. Los fabricantes de instrumentos respondieron a esta situación desarrollando nuevos diseños de posicionadores con una mayor eficiencia energética. Los anteriores posicionadores requerían aproximadamente 2 a 3 watts (W) para operar, mientras que la generación actual de posicionadores requiere tan sólo 0,5 a 0,75 W para operar, incluso con características avanzadas.

 

Posicionador digital Logix 3800
Este posicionador digital de alta precisión simplifica la instalación gracias a una fácil configuración y calibración. También mejora el tiempo de operación del proceso, la confiabilidad y la productividad. Sus diagnósticos avanzados no sólo identifican problemas en la válvula de control, sino que también promueven acciones correctivas que aceleran el retorno a la operación.

 

Elegir la solución correcta

Los modernos diseños de posicionadores de válvulas de control permiten su uso como dispositivos on/off o en cualquier combinación de control para incluir regulación, modulación, mezcla o incluso aislación.

Los posicionadores son dispositivos de alta ingeniería y no deben ser tratados como productos básicos. No hay que olvidar que el desempeño de una válvula de control afecta directamente la eficiencia de una planta, la rentabilidad general y los costos del ciclo de vida de los activos.

Las plantas de proceso plantean dos requerimientos básicos para las válvulas de control: facilidad de uso y rentabilidad. Sin embargo, a la hora de elegir un dispositivo para automatizar válvulas, también entran en juego otros factores importantes:

  • Requerimientos específicos de una aplicación
  • A prueba de explosión
  • Seguridad intrínseca
  • Montaje remoto
  • Alta temperatura
  • Baja temperatura
  • Certificaciones eléctricas
  • FM
  • CSA
  • ATEX
  • Especificación SIL
  • Sistema de seguridad

La comunicación fomenta la automatización en instalaciones industriales complejas. Al respecto, los posicionadores de válvulas de control deben ser capaces de comunicarse con todos los protocolos reconocidos de dispositivos de campo, que van desde los tradicionales analógicos a HART, Mod­bus, PROFIBUS, fieldbus Foun­da­­tion y Ethernet Industrial.

Un posicionador de válvulas que integra comunicaciones digitales ofrece a los operadores de planta una mayor visibilidad y control sobre activos críticos. Los posicionadores inteligentes tienen una mayor capacidad y brindan beneficios prácticos como consecuencia de una mejor performance de la planta y mayores eficiencias operativas.

La principal razón que explica la popularidad de los posicionadores digitales es que pueden hacer mucho más que controlar la posición de la válvula.

Los posicionadores más recientes también pueden recolectar datos sobre la válvula para alertar automáticamente a los usuarios acerca de su desempeño y montaje.

 

Posicionador inteligente LOGIX 3200MD
El posicionador LOGIX 3000MD de Flowserve cuenta con certificación para uso en áreas clasificadas, a prueba de explosión e intrínsecamente seguras (FM, ATEX, IEC, INMETRO, entre otras). Puede utilizarse en válvulas lineales y rotativas con actuadores de simple y doble efecto. El posicionador cuenta con un botón de autocalibración QUICKCAL que permite su puesta en servicio en unos segundos y también el ajuste local de ganancia para variar la respuesta sin modificar los parámetros del lazo. Como opcionales cuenta con realimentación de posición con salida de 4-20 mA, cerramiento totalmente en acero inoxidable para instalación en ambientes adversos y montaje remoto para aplicaciones con muchas vibraciones.

 

Mirando hacia el futuro

Una respuesta lógica a las crecientes presiones económicas, ambientales y competitivas es modernizar la tecnología de automatización, por lo que muchas empresas invierten en dispositivos de control de última generación.

Ya hay tecnología que permite simplificar las operaciones y hacerlas más eficientes. Los proveedores de soluciones con válvulas automatizadas incorporan ahora características que permiten responder a los cambiantes requerimientos de la industria. Van apareciendo nuevas formas de comunicación, así como también herramientas para responder a requerimientos adicionales de diagnóstico.

La posibilidad de cambiar válvulas de control lineales neumáticas por válvulas de control lineales eléctricas ya está en el horizonte.

Las válvulas de control son una opción lógica para la inteligencia digital y suelen ser uno de los elementos más importantes a la hora de establecer una estrategia exitosa de gestión de activos de planta. Además, al disponer de capacidades de automatización de válvulas más inteligentes, los usuarios finales podrán diagnosticar y reparar mejor un problema antes de que ocurra una falla.

 

Conclusión

Una mayor automatización de las válvulas de control permite mejorar continuamente la eficiencia del proceso y la calidad del producto al tiempo que protege personas, plantas y medioambiente.

Con la más reciente generación de posicionadores de válvulas de control inteligentes, es posible tener más diagnósticos a nivel local y comprender mejor el desempeño de una válvula a un menor costo.

Cualquier decisión de usar un posicionador en una válvula debe hacerse con especialistas experimentados en válvulas de control, quienes podrán asesorar sobre el tipo más adecuado de posicionador y técnica de instalación a fin de optimizar la válvula de control.

 

Representante de Flowserve en Argentina: Esco Argentina S.A.

Los controladores programables y los sistemas de control basados en PC han tomado completa relevancia en los entornos industriales, cada uno aportando diferentes beneficios que permiten acelerar la producción y mejorar la eficiencia.

En consecuencia, los operadores de planta que logren integrarlos de manera eficiente podrán obtener ventajas importantes en su desempeño.

Cuando las PCs y los PLCs trabajan integrados, es posible alcanzar sin inconvenientes niveles superiores de procesamiento y control. Y esto es importante en aplicaciones industriales donde corren en paralelo múltiples funcionalidades.

 

PCs y PLCs se unen para mejorar la eficiencia en una nueva multiplataforma de control SIMATIC
Plataforma Multifuncional MFP ST-1518.

 

Los avances en microprocesadores y software permiten ahora combinar PCs y PLCs en un solo equipo, que puede ser utilizado por los operadores de planta en su búsqueda de mejorar la eficiencia operativa y, al mismo tiempo, ahorrar espacio en la instalación.

"Las fábricas inteligentes podrán lograr un mejor resultado, mientras las empresas aumentarán su eficiencia si se cierra la brecha entre las funciones realizadas por PCs y PLCs", explicó Tim Parmer, gerente de Siemens Industry. "IIoT y la digitalización también son factores clave que impulsan esta transición".

Los requerimientos actuales de fabricación tienen que ver con nuevos niveles de capacidad de procesamiento que utilizan pruebas avanzadas con gemelos digitales para obtener mejores diseños y acortar tiempo de comisionamiento. Estos gemelos son duplicaciones virtuales de las líneas de producción y de las máquinas, simulando procesos completos, lo que permite su configuración integral y el diagnóstico de los requerimientos funcionales y operativos antes de que se construya la primera máquina.

Para abordar este nivel de requerimientos de manera más eficiente, Siemens ofrece ahora la Plataforma Multifuncional (MFP) S7-1518. Es uno de los primeros sistemas que combinan un PLC modular robusto estándar de mercado y una PC robusta en una sola plataforma de hardware. MFP entrega la capacidad informática necesaria para manejar una amplia gama de tareas industriales modernas, mientras las configuraciones de toda la planta cumplen con los requerimientos de fabricación flexibles de la fábrica digital.

Se considera que la integración de estas dos tecnologías mejorará la eficiencia de la fabricación, aumentando al mismo tiempo la capacidad de usar big data en el piso de planta.

Las PCs son más eficientes a la hora de manejar tareas de alto nivel, tales como acceso a funciones compartidas, programación utilizando APIs abiertas, incluso correr algoritmos complejos que brindan flexibilidad al piso de planta con menos programación.

Las capacidades de comunicación de big data de MFP, junto con APIs abiertas, proveen flexibilidad en tiempo real para la fabricación digital.

 

MFP permite utilizar bloques compilados de Matlab en TIA Portal.

 

La incorporación de poderosos procesadores multinúcleo permite combinar un PLC y una PC en una sola plataforma de hardware con procesos en tiempo de ejecución independientes. Hay núcleos separados dedicados al PLC, mientras que otros núcleos ejecutan tareas optimizadas de PC en un entorno aparte pero conectado.

Correr funciones de PCs y PLCs en núcleos dedicados en un mismo sistema se traduce en beneficios adicionales y un desempeño que mejora la producción.

En cuanto a las tareas para programar en C++, que necesitan sincronización en tiempo real con la operación de la máquina, podrán ser puestas en marcha y coordinadas por el PLC mientras los procesos enfocados externamente continúan ejecutándose en paralelo en el sistema operativo Linux. Esto conforma una combinación perfecta basada en tareas que alinea las funciones con el sistema más adecuado para el proceso.

Además de los beneficios operacionales, este combo ocupa mucho menos espacio que una arquitectura con una PC instalada aparte que resida en la máquina.

Las PCs también pueden correr lenguajes de alto nivel, brindando acceso a una gran cantidad de APIs de código abierto ya desarrolladas y diseñadas para compartir. Por ejemplo, hay muchos programas en C++ disponibles para compartir en el espacio de IIoT que reducen el tiempo de programación. Se los puede implementar tal cual o reconfigurarlos para cumplir con requerimientos específicos. Es más fácil encontrar programadores versados en lenguajes y matices de programación de estas tecnologías que serán mucho más eficientes si se compara con la creación de programas de lógica escalera.

Por ejemplo, utilizando el paquete SIMATIC ODK 1500S, es posible compilar en funciones de PLC S7-1500 algoritmos programados en lenguajes ‘matemáticos’, tales como los empleados en Matlab y que se pueden testear en los ambientes académicos con Simulink.

Otro beneficio de la plataforma MFP híbrida es que está totalmente diseñada como un PLC robusto de piso de planta y que lleva la porción de PC al estándar del PLC modular.

Como es normal para S7-1518 en MFP, se dispone de diagnósticos a nivel de sistema sin la programación especial que se requiere para enunciar mensajes y alarmas en las pantallas de HMI, lo que facilita el mantenimiento para restaurar rápidamente la operación de la máquina incluso cuando la PC esté causando la falla. Todo gestionado con las herramientas ya conocidas de TIA Portal.

Como resultado, este ‘controlador híbrido’ MFP con diagnósticos mejorados será más confiable que usar dos tipos separados de hardware a la hora de conseguir la operación deseada de la máquina. Además, ahorra espacio, mejora la performance usando algoritmos de particular complejidad cuyo desarrollo encuentra sus límites con las herramientas estándar IEC 61131-3 de programación de PLCs, flexibiliza el desarrollo de interfaces de comunicación, gestiona el big data y allana el camino hacia mayores logros en eficiencia.

 

Preparado con material suministrado por Siemens S.A. y el asesoramiento del Ing Andrés Gorenberg.

Honeywell Connected Plant

Noviembre 20, 2018

Honeywell Connected Plant

Nuevos niveles de seguridad, confiabilidad, eficiencia y rentabilidad

Cualquiera que recién ahora esté pensando en digitalización, IIoT e Industrie 4.0, llega bastante tarde a la fiesta según los criterios de Honeywell. "En Honeywell ya tenemos 50 años de digitalización", señaló Jason Urso, vicepresidente y CTO de Honeywell Process Solutions. "Comen­zando con TDC 3000 y luego pasando por la consola de operador integrada, herramientas de software para control avanzado y optimización, gestión de alarmas y capacitación del operador, nuestros objetivos siempre han sido una mayor producción, una mayor confiabilidad y una mejor seguridad".

Urso tuvo a su cargo la sesión de apertura de la Conferencia HUG (Honeywell Users Group) Americas, finalizada recientemente en San Antonio. Esta 43ra edición de HUG contó con 1.300 asistentes de 32 países.

Según Urso, "hoy en día, la cuarta generación de control de procesos viene con un mayor espectro de beneficios, principalmente en tres áreas":

  1. Los proyectos de capital se mueven de una personalización masiva a una estandarización masiva con herramientas y sistemas de ingeniería automatizados y más eficientes.
  2. El concepto de ‘longevidad infinita’ está sustituyendo el concepto de ‘sacar y reemplazar’ con una actualización in situ, protegiendo la propiedad intelectual mientras habilita la incorporación de nuevas y excelentes capacidades.
  3. Aportar datos al conocimiento significa introducir nuevas maneras y más eficaces de sostener un nivel máximo de producción.

Dentro de este contexto, Honeywell se hace presente con una amplia gama de nuevos productos.

 

LEAP y estandarización de proyectos de capital

Cinco años atrás, la metodología LEAP (Lean Execution of Automation Projects) estandarizó las E/Ss, facilitando el paso de gabinetes personalizados a gabinetes modulares basados en el número de E/Ss. Esto permite que el proceso de diseño quede definido desde el comienzo y reduce el impacto de cambios de último momento en los plazos del proyecto. El controlador C300 sacó el software del hardware, lo que significó alojar los sistemas en una nube en pos de flexibilidad de diseño y acceso remoto.

"Ahora presentamos la lógica de seguridad S300 SIL 3, que extrae el software de Safety Manager para que se puedan diseñar y validar sistemas de seguridad sin hardware físico, y luego llevarlos a un hardware de seguridad con E/Ss de seguridad integradas", explicó Urso. "Y hemos incorporado el más alto nivel de ciberseguridad tanto en hardware como en software".

Experion ha sido encapsulado y virtualizado, reduciendo las necesidades de hardware de servidor en un factor de 10, lo que se traduce en actualizaciones menos frecuentes y permite copiar en un nuevo hardware. “En lugar de que las personas vayan al sitio durante 12 a 18 meses, trabajando con equipos físicos que van envejeciendo y que quizás se van acercando al final de su ciclo de vida de producto, ahora es posible realizar la ingeniería en la nube, alojar una versión digital del sistema en un centro de datos y trabajar allí desde cualquier lugar del mundo ", explicó Urso.

El FAT (Factory Acceptance Test) también cambia la forma cómo se lo implementa. "Es posible estandarizarlo utilizando gemelos digitales de PLCs de control, seguridad y borde", aclaró Urso. "Podemos recurrir a simulación para validar el sistema completo, con gente ubicada en cualquier lugar del mundo, o sea un FAT de sistema virtual. El uso de un hardware estandarizado simplifica aún más el FAT del hardware, ya que se puede descargar el sistema y realizar un test final".

La plataforma de ingeniería abierta y virtual le provee al usuario una copia digital para introducir mejoras en ingeniería y control de aplicaciones. "No es necesario manejar apps físicas, hardware o actualizaciones in situ. Se puede usar el simulador, testear el sistema virtual y cargarlo", comentó Urso.

Usar comisionamiento automatizado en lugar de personas en el campo chequeando lazos " también mejora la productividad en un factor de 10", dijo Urso. "Las réplicas digitales permiten finalizar los proyectos en menos tiempo y con un menor riesgo".

 

La última migración

Según Urso, “Experion Local Control Network (ELCN) ofrece ahora una longevidad infinita, de modo que se la puede considerar como la última migración". Al pasar de TDC 3000 a Experion Station y a Enhanced High Performance Manager (EHPM) y Ethernet, "se deja de lado el hardware existente mientras se conserva la propiedad intelectual". ELCN emula el restante hardware existente con software, eliminando la obsolescencia de los componentes y utilizando versiones de software que pueden correr en cualquier plataforma. "En lugar de sacar y reemplazar, se puede actualizar el sistema in situ, delante de los propios ojos", agregó Urso.

"Si se sacan y se reemplazan controladores, es necesario también reformular las estrategias de control,  que pueden tener 25 años de existencia. ¿Es fácil hacerlo? ¡No tanto! En cambio, conectando módulos EHPM, es posible correr las mismas estrategias", señaló Urso.

"¿Reformular pantallas? Una planta típica puede tener 1.000, de las cuales 950 nunca se usaron. ELCN preserva todo, y es posible evolucionar y actualizar tan sólo las que se habrán de utilizar en el futuro".

Luego está el tiempo de parada que implica sacar y reemplazar, más volver a entrenar operadores. "Sacar y reemplazar cuesta 10 a 20 veces más, sin ningún beneficio cuantificable", comentó Urso.

 

Operaciones empoderadas

En nuestra vida diaria, el conocimiento siempre mejora y tenemos acceso instantáneo a lo mejor del mundo. Sin embargo, en nuestras plantas, el conocimiento queda encerrado en las cabezas de las personas. "¿Es posible entonces tener acceso al mejor conocimiento de planta a través de la empresa?", preguntó Urso.

La industria necesita convertir los datos en hojas de cálculo, sistemas y experiencia de usuario para que realmente puedan ser capturados y que estén disponibles. "Honeywell Connected Plant permite integrar fácilmente procesos, activos y personas, en pos de mejorar día a día la producción”, explicó Urso. "Todos pueden ser expertos en aumentar la productividad y la confiabilidad, y avanzar en la seguridad de proceso".

Por ejemplo, el software Profit Suite de Honeywell puede reducir la variabilidad, pero los beneficios tienden a declinar con el tiempo al variar las condiciones de la planta. Honeywell Connected Plant utiliza los datos para identificar desviaciones y aplicar experticia de proceso de UOP y experiencia de planta a fin de detectar oportunidades de mejora.

El nuevo Unit Perfor­mance Monitor describe estas oportunidades en términos económicos, o sea tanto dinero por día, para ayudar a las plantas a priorizar y actuar en consecuencia. "Si bien no reconoce un desempeño degradado, lo notifica a operaciones en la búsqueda de oportunidades más rentables", dijo Urso.

Por su parte, el nuevo Asset Performance Dashboard ofrece un dashboard único e integrado a nivel de unidad, planta o empresa, ofreciendo un óptimo desempeño en el contexto del proceso. Utilizando la experticia de procesos de UOP, junto a conocimiento empírico y del usuario, el sistema de gestión del desempeño de activos compara el desempeño esperado con el real, identifica fallas y proporciona un desglose para ver dónde radica el problema. Según Urso, "se puede conectar con expertos, compartir información dentro y fuera de la empresa y emitir una orden de trabajo directamente desde la consola".

La capacitación con realidad virtual a pedido puede aportar ‘competencia inmersiva’, agregó Urso. En lugar de capacitarse para tareas que quizás nunca se hagan o que se hacen tan rara vez que se olvidan cómo, los técnicos pueden usar la realidad virtual para alcanzar una preparación de último momento, practicar una tarea que están a punto de hacer, tener una guía y verificar la tarea mientras se lleva a cabo.

La capacitación es mediante ejecución de tareas guiada por el operador utilizando procedimientos digitales en lugar de escritos, que pueden ser entregados como una app móvil a un wearable inteligente de realidad aumentada, o sea un visor que permite obtener información con manos libres y transmitir la vista del operador a un experto remoto.

 

Novedades que se vienen con la próxima versión de Experion PKS

La nueva versión de Experion PKS ofrece más flexibilidad y opciones ampliadas, lo que facilita la integración de más dispositivos e incorpora más funcionalidades. Experion PKS R510 se basa en la versión R501 e integra ahora el controlador Control­Edge Unit Operations Controller (UOC) y también ControlEdge PLC, que soporta lenguajes IEC 61131-3.

"ControlEdge UOC es una nueva familia de controladores de proceso con una variedad de factores de forma", explicó Joe Bastone, director de Experion en Honeywell Process Solutions (HPS), durante la reciente HUG Americas 2018. "Hay una versión para montaje en rack y otra para montaje en riel. UOC incorpora el entorno de control del controlador C300".

Otras características incluyen redundancia de controlador, así como redundancia de rack; firewall incorporado; interface Ethernet incorporada, que se puede conectar a redes Ethernet industriales, tales como EtherNet/IP; múltiples opciones de E/S; y una opción de controlador virtual. "Se lo puede empaquetar como imagen virtual y conectarlo a una red EtherNet/IP o para control estándar", aclaró Bastone.

"Honeywell puede soportar una red anillo tradicional con E/Ss en una arquitectura confinada y una red estrella tradicional con E/Ss distribuidas en toda la instalación”, aclaró Bastone. "El inconveniente de la red anillo es que, si se quiere agregar algo, hay que revisar el anillo. También soporta entradas analógicas universales, además de centros inteligentes de control de motores, PLCs de Rockwell y distintas versiones de
E/Ss de Turck
".

En realidad, UOC no es algo nuevo. Se basa en la tecnología ya probada de C300, pero ¿cómo elegir entre usar un controlador UOC o C300? "Si se necesitan E/Ss redundantes, control crítico de proceso o soporte de funcionalidades avanzadas, conviene usar C300", aconsejó Bastone. "En caso de control simple de proceso, factores de forma para patines o sobre equipos, control típico con PLCs y entornos de ingeniería comunes, lo recomendable es UOC".

ControlEdge PLC soporta lo mejor de ambos mundos. Es un PLC autónomo y tiene la capacidad de integrarse con el sistema Experion. Ofrece control redundante, comunicaciones y alimentación. También soporta Universal I/O, utiliza herramientas de construcción compartidas y acepta lenguajes IEC 61131-3 estándar.

"ControlEdge PLC se integra con C300", explicó Bastone, "y puede compartir una HMI común. También es el primer PLC con certificación Nivel 2 de ISASecure, lo que significa que ha pasado por rigurosas pruebas de ciberseguridad. Y ahora también se logró esa misma certificación para UOC".

 

Control batch de última generación

Por su parte, habrán mejoras en Unit Timeline y Procedure Explorer de Experion Batch. "Dejamos atrás el servidor batch dedicado", explicó Bastone. "Honeywell soporta arquitecturas batch centralizadas o distribuidas, ofreciendo redundancia uniforme, una óptima visualización y una curva de aprendizaje de operador más baja. Hay disponibles bibliotecas estándar para implementar y ejecutar en los controladores. Unit Timeline indica cuándo algo necesita más atención. Por su parte, Procedure Explorer ofrece una jerarquía del proceso, de modo que el usuario pueda hacer zoom allí donde vea inconvenientes.”

El operador puede concentrarse en los detalles y en dónde se encuentran los problemas. "En lugar de una indicación que sólo le dice que algo necesita atención, encontrará información acerca de a quién llamar para obtener el soporte adecuado", dijo Bastone.

Los gabinetes UPCs (Universal Process Cabinets) han estado disponibles por varios años. "Están diseñados para su instalación en el campo y utilizan módulos Universal I/O (UIO)", comentó Bastone. "Soportan rangos extendidos de temperatura de -40°C a +70°C, una humedad del 90% y se calcula una expectativa de vida útil de más de 30 años.”

Las nuevas configuraciones de UPC pueden incluir hasta 96 módulos UIO-2 redundantes en el gabinete, frente a los 64 de antes. "Pueden soportar hasta 128 señales de bajo nivel en las E/Ss de temperatura", explicó Bastone. "Y también se dispone de una opción que combina hasta 64 UIO-2 y 16 LLAI (Low-Level Analog Input).”

También es posible alimentar un FDAP (Field Device Access Point) OneWireless usando la misma infraestructura. "OneWireless soporta todos los estándares wireless, incluyendo ISA100 Wireless, WirelessHART y Wi-Fi", explicó Bastone. "Se consigue un bajo costo de propiedad con integración nativa dentro de Experion PKS. El OneWireless R310 de próxima generación puede soportar hasta 500 dispositivos. Y se ha incorporado la posibilidad de expandir un FDAP en un módulo de E/S wireless expandible en el campo, recolectando datos Modbus de equipos ya existentes".

Se usa FDM (Field Device Manager) para configurar y diagnosticar dispositivos inteligentes a través de HART, fieldbus Foundation y PROFIBUS.

La nueva versión FDM R501 también incluye integración con Asset Sentinel. "Los templates de FDM conforman la base de datos de Asset Sentinel, lo que facilita la integración y sincronización, además de reducir el trabajo de configuración", aclaró Bastone.

 

Servicios gestionados para enfrentar amenazas de ciberseguridad

Servicios gestionados para enfrentar amenazas de ciberseguridad

Si bien los ciberataques a una infraestructura industrial continúan escalando tanto en frecuencia como en sofisticación, muchas instalaciones simplemente carecen del personal calificado y el ancho de banda necesarios para evaluar e implementar – menos aún monitorear y mantener - una ciberdefensa adecuadamente robusta.

De hecho, cuando piensan en el tiempo, el esfuerzo y los costos atribuibles sólo a parches y actualizaciones de antivirus, sin hablar de las posibles consecuencias de una brecha relacionada con seguridad, paradas y cumplimiento normativo, muchas organizaciones tercerizan algunos aspectos de la propia ciberdefensa, lo cual se justifica económicamente y desde una perspectiva de gestión de riesgos.

Gracias a la adquisición el año pasado de NextNine, especialista en conectividad remota, Honeywell ha logrado consolidar su gama de servicios gestionados de ciberseguridad, incluyendo una mezcla heterogénea de soluciones de automatización de distintos proveedores.

"La idea detrás de nuestros CyberVantage Managed Security Services es brindar un enfoque consistente en cuanto a prácticas de ciberseguridad", explicó Mark Littlejohn, líder de servicios de seguridad gestionados en Honeywell Industrial Cyber Security, durante la reciente HUG Americas 2018.

El equipo de especialistas en ciberseguridad de Honeywell suma ahora más de 200 y, con la reciente apertura de un tercer centro de operaciones en Singapur (además de Houston y Bucarest), Honeywell puede brindar soporte 24x7 gestionado para usuarios de todo el mundo.

La conectividad remota segura en estos servicios es aportada por ICS Shield, una plataforma de gestión de seguridad OT de Honeywell que protege en forma remota entornos de ICSs (Industrial Control Systems) y SCADA. Utilizando la tecnología NextNine ya probada en más de 6.500 instalaciones en los últimos 15 años, la conectividad es provista por un motor VSE (Virtual Security Engine) local que interroga regularmente el Centro de Seguridad de Honeywell. Si VSE descubre que una descarga de parche o solicitud de conexión está pendiente en el Centro de Seguridad, inicia un túnel saliente seguro al Centro de Seguridad. Puesto que VSE nunca acepta una conexión entrante, se conserva un alto grado de seguridad.

Los nuevos servicios CyberVantage disponibles a través de esta conexión segura incluyen:

  • Detección de amenazas e identificación de vulnerabilidades – Honeywell recolecta, monitorea, alerta y reporta datos recopilados del SIEM (Security Information and Event Management) del cliente, aportando correlación y análisis expertos de amenazas en combinación con una solución de detección de intrusión.
  • Transferencia de archivos - Honeywell conecta y transfiere información de la planta en forma segura a sitios designados por el cliente o a proveedores de nube externos. Los datos de seguridad y operacionales pueden ser revisados luego por expertos para descubrir información relacionada con productividad, confiabilidad y disponibilidad de planta. Las transferencias sitio a sitio de Honeywell se suman a los controles y políticas de seguridad, como así también encriptación, para conformar una alternativa a las participaciones no tan seguras en la intranet corporativa.
  • Gestión ampliada de dispositivos de seguridad - Los ciberexpertos de Honeywell ayudan a instalar, configurar y gestionar dispositivos de seguridad para respaldar equipos de ingeniería internos, sumando ahora ICS Shield a los firewalls, IDS/IPS, Honeywell Risk Manager y Secure Media Exchange ya existentes.
  • Soporte ampliado para múltiples proveedores - Los ciberexpertos de Honeywell aportan servicios de seguridad destinados a gestionar múltiples sistemas de proveedores y múltiples sitios. El soporte de múltiples proveedores está disponible ahora para reportes de tendencias y actividades interactivas, acceso y soporte remoto seguro, parches y actualizaciones de antivirus automatizados, y monitoreo continuo de seguridad y desempeño.

"Un aspecto clave es que todos estos servicios son provistos a través de una conexión única, segura y sólo de salida, donde IT puede cerrar todos los demás puertos", destacó Littlejohn. "Como ex jefe de ciberseguridad en una empresa de refinación, este concepto me resulta sumamente atractivo".

 

Honeywell resuelve los desafíos que le plantea ExxonMobil

Honeywell resuelve los desafíos que le plantea ExxonMobil

Lo que ocurre con los sistemas de control distribuido (DCSs) de ExxonMobil no difiere de lo que se ve en las industrias de proceso en general. Específicamente, la industria de petróleo y gas todavía tiene en operación una importante cantidad de sistemas de vieja data instalados desde la década del ’80. Son sistemas que han funcionado bien por más de 30 años, pero con componentes electrónicos más antiguos reemplazados por alternativas más modernas, escasez de partes de repuesto y obsolescencia que se avecina, todo lo cual pone a ExxonMobil y otros operadores en una posición difícil.

Según David Patin, de ExxonMobil Research & Engineering, a la hora de enfrentar la obsolescencia, ‘sacar y reemplazar’ es claramente la opción de último recurso, ya que incurre en altos costos, paradas prolongadas y pérdida de toda la propiedad intelectual invertida en desarrollar pantallas, bases de datos, estrategias de control e interfaces de terceros.

En 1985, el TDC 3000 era considerado un DCS moderno. A pesar de los más de 30 años de servicio, nadie quiere oír las palabras ‘sacar y reemplazar’. Reemplazar un DCS es muy costoso, riesgoso y disruptivo para las operaciones.

Además, varios componentes clave del hardware se están acercando al final de su vida útil en 2025. Por ejemplo, el procesador Motorola, lanzado en 1990, dejará de producirse, y un chip de red clave se retiró de la producción a comienzos de los años 2000.

La base instalada de sistemas Honeywell TDC 3000 de ExxonMobil, en particular, parecía estar enfrentando una escasez crítica de repuestos para el año 2025. Por esta razón, en 2011 nos reunimos con Honeywell para hablar sobre el futuro de TDC 3000", comenzó Patin su sesión plenaria en la reciente conferencia HUG Americas 2018.

Honeywell y ExxonMobil formaron en 2011 un equipo de trabajo conjunto para estudiar el problema. Menos de siete años después, dos años antes de lo previsto, Honeywell entregó un sistema que responde a las inquietudes planteadas.

Lo que comenzó como una discusión sobre cómo alargar la vida del TDC 3000 hasta el año 2040 se convirtió en una forma práctica de buscar que dure para siempre, explicó Jason Urso, director de tecnología de Honeywell Process Solutions. “Al virtualizar los nodos de hardware existentes como software, quedó eliminada la necesidad de ‘sacar y reemplazar’, que es la causa principal del final de la vida de un sistema y que tiene que ver con la obsolescencia de los componentes. Es posible correr lo que era una plataforma de 40 años en cualquier hardware de hoy en día".

Con el lanzamiento de Experion LCN (ELCN) R501.1 en febrero, Honeywell respondió a varios desafíos planteados por ExxonMobil. Además de evitar un reemplazo muy costoso del sistema TDC 3000 y preservar su inversión en propiedad intelectual, el productor de petróleo había pedido una migración sin interrupción de los procesos, la unificación de TDC con Experion y nuevas capacidades para conseguir más valor del actual TDC 3000. Y aun así, seguir siendo tan confiable y seguro como siempre.

El sistema TDC ya estaba unificado en cierta manera con Experion, el actual DCS moderno de Honeywell, pero ExxonMobil quería que fuera más, comentó Patin. "La principal razón estaba en incorporar una fuerza de trabajo más joven. En otras palabras, capaz de resistir el paso del tiempo, pero también ser utilizado por una generación más joven".

El resultado final es un sistema que se emula como software. "Lo que solía ser un tablero es ahora una pieza de software", explicó Patin. "Tiene una completa compatibilidad binaria con el sistema anterior".

El software actual de TDC corre sin modificaciones, lo que reduce enormemente el riesgo técnico, señaló Patin. Se preserva la propiedad intelectual de ExxonMobil, lo que incluye código de aplicación, pantallas, puntos de chequeo y bases de datos. Los nodos ELCN son implementados en Windows (físico o virtual), Universal Embedded Appliance o un dispositivo virtual. "Se puede implementar software en casi cualquier hardware utilizando estos tres factores de forma", agregó Patin.

Las redes de control locales (LCNs) y las redes de control universales (UCNs) son virtualizadas en Fault Tolerant Ethernet (FTE), con mensajes LCN y UCN encapsulados en Internet Protocol. Un Experion LCN Bridge, que es un dispositivo embebido universal que permite la coexistencia de nodos LCN clásicos y basados en ELCN, soporta la migración sin interrumpir el proceso, un nodo a la vez, durante un período de tiempo extendido.

Ahora es posible una virtualización ELCN completa. La virtualización también permite utilizar simuladores para capacitar operadores con un menor costo y en un menor tamaño. Y el soporte de Open Virtual Engineering Platform de Honeywell acepta ingeniería basada en la nube para ELCN/EUCN. "Esto es algo que no se podía hacer con TDC", explicó Patin. "Ahora será posible alojar el LCN en un sistema basado en la nube para el desarrollo de ingeniería".

En definitiva, lo que Patin llama ‘ingeniería brillante’ permitió no sólo cumplir con el desafío, quedando eliminados problemas futuros con los componentes, sino que también se preservó la propiedad intelectual y se migró sin interrumpir los procesos, superando ampliamente las expectativas de ExxonMobil. "La tecnología ELCN es un excelente ejemplo del compromiso de Honeywell con la evolución continua".

Evento de digitalización de Siemens en Argentina

El pasado 2 de agosto, Siemens presentó a sus principales clientes el estudio de digitalización que realizara en nuestro país y que describe el punto de partida y posibles caminos para encarar con éxito este proceso de transformación.

La digitalización está transformando al mundo, como se utilizan los recursos del planeta, como se da la comunicación e interacción con otros, los procesos de aprendizaje, las maneras de trabajar y, especialmente, los negocios.

La amplitud, velocidad y alcance de este cambio no tiene precedentes ante esta realidad. Para entender mejor la situación actual, Siemens realizó un estudio de digitalización en el que fueron entrevistados cientos de líderes, managers y especialistas de empresas argentinas, quienes contestaron acerca del estado y tendencias generales de la digitalización en Argentina para distintos sectores de la industria.

 

Evento de digitalización de Siemens en Argentina

La presentación de los resultados de este estudio se realizó durante un evento exclusivo al que asistieron más de 120 clientes y stakeholders. La jornada comenzó con paneles de discusión en los que se explicó qué es la transformación digital, cómo nos estamos preparando para afrontarla, hasta profundizar en el enfoque Siemens y Mindsphere. En este último caso, el panel fue presentado por Adrián Magra y Alejandro Köckritz donde se explicó ¿Qué es Mindsphere? y sus aplicaciones. Cerrando el evento, los asistentes pudieron ver en vivo el potencial de la digitalización aplicado a un caso real a través de una explicación detallada y un enlace directo con el centro de control remoto.

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