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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERIA
DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD
“MODERNIZACIÓN SISTEMA DE SEGURIDAD
CALDERAS PLANTA CULLEN, BASADO EN PLC Y SOFTWARE DE PROGRAMACION CONCEPT”
Victor Alejandro Curguán Cárcamo - 2 0 0 4 -
UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERIA
DEPARTAMENTO DE ELECTRICIDAD
“MODERNIZACIÓN SISTEMA DE SEGURIDAD
CALDERAS PLANTA CULLEN, BASADO EN PLC Y SOFTWARE DE PROGRAMACION CONCEPT”
Victor Alejandro Curguán Cárcamo - 2 0 0 4 -
Trabajo de Titulación presentado en conformidad a los requisitos para obtener el Título de Ingeniero Civil en Electricidad Mención Electrónica Industrial.
Profesor guía: Jorge Reyes Miranda
RESUMEN
El presente trabajo, se desarrolló en la planta Cullen y tuvo como objetivo
modernizar el sistema de seguridad de calderas Cullen, basado en PLC PC0085.
El PLC PC0085, se encarga de la seguridad de las tres calderas existentes. Este
PLC fue desarrollado con tecnología de hace más de 18 años y debido a esto se
encuentra obsoleto y discontinuado. La forma de configurar es compleja, ya que no se
puede acceder a él mediante un PC portable. Además, MODICON, al discontinuar este
modelo, no fabrica más repuestos para este PLC, lo que agrava aun más la situación.
Para solucionar este problema se decidió cambiar el PLC PC0085 por uno de
tecnología actual ocupando el nuevo software de programación de MODICON Concept,
donde finalmente se decidió por el PLC Quantum de MODICON. Este PLC es
compatible con la programación requerida y con la configuración y cableado existentes,
por lo que la actualización no trae inconvenientes.
131
INDICE
1. Introducción
1.1 Generalidades............................................................................................................ 1
1.1.1 Enap Magallanes................................................................................................. 2
1.1.2 Planta Cullen ....................................................................................................... 3
1.1.3 Generadores de Vapor ....................................................................................... 9
1.1.4 Seguridad en Calderas ..................................................................................... 10
1.2 Situación Actual ...................................................................................................... 11
1.3 Justificación del Proyecto...................................................................................... 13
1.4 Descripción de la Tesis .......................................................................................... 14
2. Generadores de Vapor Planta Cullen
2.1 Generalidades.......................................................................................................... 16
2.2 Calderas Unitarias de Planta Cullen ................................................................... 17
2.3 Componentes Principales de Cada Caldera....................................................... 20
2.3.1 Hogar .................................................................................................................. 20
2.3.2 Domos o Cilindros............................................................................................ 20
2.3.3 Mampostería...................................................................................................... 20
2.3.4 Chimenea ........................................................................................................... 20
2.4 Planta de Fuerza y Tratamiento de Agua de Calderas...................................... 21
2.4.1 Turbinas de Vapor ............................................................................................ 22
2.4.2 Generadores....................................................................................................... 23
2.4.3 Bombas ............................................................................................................... 23
2.4.3.1 Equipo 25 A ................................................................................................ 23
2.4.3.2 Equipo 24 B ................................................................................................. 24
2.4.3.3 Equipos 28 A y B ........................................................................................ 24
2.4.3.4 Equipo 29 A y B.......................................................................................... 24
2.4.4 Ablandadores .................................................................................................... 25
2.4.5 Evaporadores..................................................................................................... 25
2.4.6 Condensadores.................................................................................................. 26
2.4.7 Desaireadores .................................................................................................... 26
2.5 Descripción del Circuito de Vapor...................................................................... 26
132
3. Instrumentación y Control
3.1 Generalidades.......................................................................................................... 29
3.2 Descripción General............................................................................................... 29
3.3 Controlador Maestro (Plant Master) ................................................................... 34
3.4 Controladores de Relación (Proporción) ............................................................ 35
3.4.1 Principio de Operación .................................................................................... 36
3.5 Estación neumática Auto-Man ............................................................................. 38
3.6 Instrumentos de Apoyo al Sistema de Control ................................................ 38
3.6.1 Indicadores de Presión Gas Combustible ..................................................... 38
3.6.2 Indicadores de Vacío del Hogar y Altar........................................................ 38
3.6.3 Indicador de Caudal de Vapor por Caldera ................................................. 38
3.6.4 Indicación y Registro de los Niveles de Agua de los Domos...................... 39
3.6.5 Nivel de Agua por Caldera ............................................................................. 39
3.6.6 Registrador Tracor ............................................................................................ 39
4. Controlador Lógico Programable - Software de Programación Concept
4.1 Introducción............................................................................................................. 41
4.2 Unidades Fundamentales de un PLC.................................................................. 41
4.2.1 Unidad Central de Proceso (CPU).................................................................. 43
4.2.2 Unidad de Memoria ......................................................................................... 43
4.2.3 Procesador de Entradas y Salidas (E/S) ........................................................ 45
4.2.4 Unidad Procesadora de Comunicaciones ..................................................... 45
4.2.5 Fuente de Alimentación................................................................................... 45
4.2.6 Módulos de Entrada y Salida (E/S) ............................................................... 46
4.2.6.1 Módulos de Entrada .................................................................................. 47
4.2.6.2 Módulos de Salida ..................................................................................... 50
4.3 Descripción del Sofwtare Concept ...................................................................... 53
4.3.1 Requerimientos para la Instalación de Concept........................................... 54
4.3.2 Características de las Prestaciones de Concept ............................................ 54
4.3.4 Lenguajes de Programación en Concept ....................................................... 55
4.3.4.1 Diagrama de Funciones en Bloque (FDB) .............................................. 57
4.3.4.2 Diagrama de Escalera (LD)....................................................................... 58
4.3.4.3 Grafico de Funciones Secuenciales – Grafcet (SFC).............................. 59
133
4.3.4.4 Texto Estructurado (ST) ............................................................................ 61
4.3.4.5 Lista de Instrucciones (IL) ........................................................................ 63
4.3.5 Creación de Proyectos en Concept ................................................................. 64
4.3.6 Configuración del PLC..................................................................................... 67
4.3.6.1 Configuración Valida ................................................................................ 68
4.3.6.2 Administrador de Segmentos .................................................................. 69
4.3.6.3 Dotación de Entradas y Salidas ............................................................... 70
4.3.7 Confección de un Proyecto.............................................................................. 71
4.3.8 Asignación de Direcciones en Concept ........................................................ 72
4.3.8.1 Dirección 0XXXXX .................................................................................... 73
4.3.8.2 Dirección 1XXXXX .................................................................................... 74
4.3.8.3 Dirección 3XXXXX .................................................................................... 74
4.3.8.4 Dirección 4XXXXX .................................................................................... 74
4.3.9 Tipos de PLC en los que se puede Programar Concept .............................. 75
5. Sistema de Seguridad
5.1 Sistema de Seguridad Actual en Calderas .......................................................... 76
5.1.1 Sistema de Seguridad Basado en plc´s........................................................... 83
5.1.2 Descripción del Sistema Modicon PC-0085................................................... 84
5.1.3 Programación del actual Sistema de Seguridad........................................... 84
5.2 Modernización Sistema de Seguridad................................................................. 85
5.2.1 Sistema de Seguridad Redundante ................................................................ 85
5.2.2 Selección del PLC.............................................................................................. 86
5.2.2.1 Sistema Hot Standby de Quantum.......................................................... 87
5.2.2.2 Componentes de Hardware del Sistema Hot Standby......................... 88
5.2.2.3 Operación.................................................................................................... 91
5.2.2.4 Cableado...................................................................................................... 92
5.3 Configuración del Sistema Mediante Concept ................................................. 93
5.3.1 Registro de Comando....................................................................................... 94
5.3.2 Área no Transferible de la Memoria de Señal .............................................. 95
134
5.4 Configuración del PLC Quantum en Concept .................................................. 96
5.4.1 Preparativos para la Configuración ............................................................... 96
5.4.2 Selección del Tipo de CPU............................................................................... 97
5.4.2.1 Selección del Tipo de CPU con Concept................................................. 97
5.4.3 Configuración del Hardware de Seguridad ................................................ 98
5.5 Programación del Nuevo Sistema de Seguridad ............................................ 101
5.6 Backplane (Bastidor ) para PLC Quantum....................................................... 102
5.7 Planos de Proyecto Final...................................................................................... 105
6. Conclusiones............................................................................................................. 106
Anexo
I Equipamiento Físico del PLC MODICON.......................................................... 108
I.1 CPU....................................................................................................................... 108
I.1.1 CPU Gould Master (GM) PC- 0085 ........................................................... 108
I.1.2 CPU TSX Quantum 140 CPU 434 12........................................................ 110
I.2 Módulos de Entrada/Salida ............................................................................. 116
I.2.1 Módulo de Entrada Discreta DI-1133 (12/24Vcc)................................... 116
I.2.2 Módulo de Entrada Digital 140 DDI 353 00 (24Vcc)............................... 118
I.2.3 Modulo de Salida Relay DO-1136 ............................................................. 121
I.2.4 Módulo de Salida Relay 140 DAO 842 10 (220 Vac) ............................... 122
I.2.5 Modulo de Entrada Análoga AC-1120 (4 – 20 ma)................................. 125
I.2.6 Modulo de Entrada Análoga 140 ACI 030 00 .......................................... 126
I.3 Módulo Fuente de Alimentación ..................................................................... 128
I.3.1 Módulo Fuente de Alimentación 140 CPS 214 00 ................................... 128
Bibliografía................................................................................................................... 131
CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
1.1 GENERALIDADES
Uno de los grandes desafíos de toda empresa moderna consiste en asumir con
éxito la competencia, tanto local, como global.
La capacidad de competitividad se puede medir, mediante tres parámetros
básicos:
- Eficiencia
- Calidad
- Flexibilidad
Estos parámetros permiten determinar la posición competitiva de la empresa o su
competitividad. Para tener eficiencia, calidad y flexibilidad, es necesario un cambio
continuo y permanente para adecuarse a los requerimientos del mercado, las formas
innovativas de gestión acorde con los nuevos desarrollos tecnológicos.
El concepto "modernización", se aplica prácticamente en todos los ámbitos que
conforman la empresa, también puede ser considerado como parte del concepto más
amplio “la innovación” que ha surgido por la necesidad de lograr una mejor
competitividad. Por lo tanto, se asocia modernización, con mayor productividad y
aumento de la competitividad.
La automatización es imprescindible en el mundo de la industria moderna,
considerando los niveles de productividad, confiabilidad y rentabilidad que han de
cumplir los productos elaborados a fin de ser competitivos en el mercado.
Las plantas industriales automatizadas deben proporcionar a nivel sistemático,
alta confiabilidad, gran eficiencia y flexibilidad. De sus procesos uno de sus principales
elementos utilizados para automatizar procesos industriales es el Controlador Lógico
Programable (PLC).
2
El PLC fue inicialmente introducido en 1970 y se ha ido refinando con nuevos
componentes electrónicos, tales como: microprocesadores de alta velocidad,
incorporando funciones especiales para el control de procesos más complejos.
Actualmente, los PLC’s se diseñan utilizando microprocesadores y circuitos
electrónicos de última generación, lo que proporciona una mayor confiabilidad en
aplicaciones industriales, donde existen condiciones de riesgo debido a medios
ambientes severos, altas temperaturas, ruido ambiental o eléctrico, etc.
El vertiginoso avance que ha tenido la computación en las ultimas dos décadas,
junto con el desarrollo tecnológico y la disminución de costos asociados al
procesamiento computacional, ha permitido una evolución en los PLCs, incorporando
funcionalidades que le permiten el procesamiento de nuevas variables, así como
también la forma de programación orientada al lenguaje IEC (lnternational
Electrotechnical Commission).
Por esta razón, con el transcurso del tiempo los PLC’s instalados en el sector
productivo, se han tornado obsoletos y se requiere actualizar los sistemas de control
lógico y de procesos basados en PLC’s, por unos de tecnología actual.
1.1.1 ENAP MAGALLANES
ENAP, Empresa Nacional del Petróleo en la región austral continúa
profundizando sus actividades en el negocio del gas natural y sus derivados
industriales, cubriendo como mercado natural la patagonia de Chile y Argentina. La
empresa tiene contratos para las próximas dos décadas en el abastecimiento y transporte
de gas natural, principalmente con la compañía Methanex, la mayor productora
mundial de metanol.
El objetivo actual de los proyectos en la línea de negocios de exploración y
producción es maximizar la explotación de los yacimientos, para alcanzar la confianza
operativa de las instalaciones y ductos (gas, petróleo) en pro de la sustentación del
negocio.
3
La producción de gas natural en Magallanes alcanza a los 12 millones de metros
cúbicos día y la producción de petróleo 600 metros cúbicos al día. Las plantas de
tratamiento de gas natural, permiten obtener una producción de 300 metros cúbicos de
Propano, 200 metros cúbicos de Butano y 150 metros cúbicos de Gasolina natural al día.
La venta de productos refinados en Magallanes, excluyendo el gas licuado,
alcanza a 247.900 metros cúbicos. Esta cifra incluye el abastecimiento en un 100% de la
demanda de la duodécima región, el consumo interno, las exportaciones y transferencia
de productos a la zona central del país.
En el ámbito de los servicios petroleros para las líneas de negocios y terceros,
destaca la ingeniería, construcción, transporte, instalación y perforación de la plataforma
Poseidón para el contrato especial entre SIPETROL-ENAP y REPSOL-YPF. Asimismo, se
continua con la operación y mantenimiento de las instalaciones costa afuera en el
atlántico sur, que son gestionadas por el mismo contrato entre SIPETROL Y REPSOL-
YPF.
1.1.2 PLANTA CULLEN
La planta Cullen se encuentra ubicada a 56 km. al sur este de Cerro Sombrero, en
la isla de Tierra del Fuego. Se comienza a construir en 1959 con ingenieros y personal
Chileno, bajo la supervisión de la firma norteamericana Hudson Engineering
Corporation, encargada del diseño y puesta en marcha. Fue inaugurada el 12 de enero
de 1962.
Su función principal es recuperar los hidrocarburos más pesados del gas natural
(Propano, Butano y Gasolina Natural) y reinyectar a los pozos petroleros el gas residual.
El gas natural que se procesa es producido por los yacimientos de Tierra del
Fuego y por el gas proveniente de los pozos de costa afuera.
4
Actualmente se procesan en promedio 2 millones de metros cúbicos estándar de
gas natural por día. La producción de propano es de aproximadamente 200 m3/día, de
butano 130 m3/día y gasolina natural 100 m3/día, como resultado de los tres productos
obtenidos en estado líquido (Gas Licuado de Petróleo, LPG). Este LPG es bombeado
directamente a la planta Cabo Negro.
En planta Cullen, el gas natural y sus productos se someten a los siguientes
procesos:
1. Compresión
2. Deshidratación
3. Enfriamiento
4. Separación
5. Absorción
6. Destilación Flash
7. Deetanización – Reabsorción
8. Fraccionamiento
9. Almacenamiento
La Figura 1.1 muestra el diagrama de flujo del proceso empleado en planta
Cullen para la obtención de LPG y gasolina natural.
5
Figura 1.1 Diagrama de flujo proceso empleado en para la obtención de LPG.
6
Inicialmente el gas natural, es acondicionado para ingresar al proceso de
absorción, actividad que se lleva a cabo con mayor eficiencia a altas presiones y bajas
temperaturas, donde parte del gas se condensa. En este proceso, el gas es deshidratado,
comprimido, y refrigerado. La corriente del proceso es sometida a una etapa primaria de
separación, donde se extraen la formación de condensados.
El gas acondicionado, ingresa a la etapa de absorción. El gas se pone en contacto,
en las torres absorbedoras, con el aceite de absorción (Lean Oil), el cual absorbe los
componentes menos volátiles (pesados) del gas. Las corrientes resultantes de la etapa de
absorción son: el Gas Residual, que presenta escasa cantidad de licuables y el aceite rico
(Rich Oil) el cual está compuesto por el aceite de absorción más la cantidad de licuables
absorbidos.
Este aceite rico es sometido a dos reducciones de presión o destilación flash para
estabilizar la mezcla. Estas reducciones de presión eliminan del aceite los componentes
más volátiles (etano y metano) reduciendo así, la presión de vapor de la corriente.
Luego, el Rich Oil pasa a la etapa de Deetanización – Reabsorción, con el objeto de eliminar
la cantidad de etano presente en dicha corriente sin que se produzcan pérdidas de
propano.
Finalmente el aceite ingresa a la etapa de Desorción donde se separan los licuables
del gas (propano, butano y gasolina) del aceite de absorción. Una vez recuperado el
aceite de absorción, vuelve a ser utilizado en las etapas de absorción y reabsorción. La
corriente formada por los licuables obtenidos del gas (Raw Product), es destilada para
obtener tres productos: propano, butano y gasolina.
Además, planta Cullen, suministra gas residual (gas al cual se le extraen los
hidrocarburos pesados) a las instalaciones de Enap en Tierra del Fuego, para el consumo
domiciliario en Porvenir y hace de estación compresora de transporte de gas metano
(CH4) (materia prima para producir metanol), desde Argentina a la empresa Methanex
Ltda.. La cantidad de gas transportado es del orden de 2.000.000 a 2.680.000 metros
cúbicos día.
7
La Figura 1.2 muestra las diferentes instalaciones de Enap Magallanes y en
especial la ubicación geográfica de planta Cullen.
Figura 1.2 Mapa de ubicación planta Cullen en Enap Magallanes.
En la actualidad, en la planta Cullen no se realiza el fraccionamiento del LPG. Los
licuables obtenidos en Cullen se envían a través de un poliducto hasta planta Cabo
Negro donde son separados por fraccionamiento.
En la Figura 1.3 se muestra el diagrama de procesos básicos de Enap Magallanes.
8
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Figura 1.3 Diagrama de procesos básicos Enap Magallanes.
9
1.1.3 GENERADORES DE VAPOR
El vapor es una fuente de energía utilizado en planta Cullen para transformarla
en energía motriz, en donde se aprovecha el gas natural producido como combustible
para la producción de vapor.
Las Calderas o Generadores de vapor son instalaciones industriales que,
aplicando el calor de un combustible sólido, líquido o gaseoso, vaporizan el agua para
aplicaciones en la planta.
En planta Cullen, el vapor es producido por tres calderas Babcock & Wilcox de
tubos de agua (acuotubulares), de hogar integral, acondicionadas con sobrecalentador,
con capacidad de producción de 60.000 (lb/hr) de vapor sobrecalentado c/u a 600 ºF y
600 psi, usando gas natural como combustible.
En la Figura 1.4 se muestra una vista de la sala generadora de vapor de planta
Cullen.
Figura 1.4 Vista de generadores de vapor planta Cullen.
10
1.1.4 SEGURIDAD EN CALDERAS
Para que las instalaciones industriales sean competitivas en una economía global,
cada cierto tiempo, deben mejorarse sus procesos, instalando nuevos equipos y
modernizando sus procesos productivos. Debido a que ninguna instalación puede
arriesgar la seguridad de sus empleados o interrumpir la continuidad de sus
operaciones, es necesario una evaluación cuidadosa de cómo estos cambios físicos
incidirán en la seguridad de la planta.
La elección de las medidas apropiadas de protección contra paradas involuntarias
involucra una combinación de varios factores:
− Establecer los objetivos de seguridad para la protección de los empleados,
limitación de pérdidas a la propiedad, reducción al mínimo en la
interrupción de las operaciones
− Integrar métodos eficaces de protección contra las detenciones, realizando
estudios de costo-beneficio, en un plan maestro de seguridad, detección,
alarma, evacuación, y supresión manual o automática de fallas
− Cumplir con los códigos y normas de seguridad. Entre estas normas están
API (American Petroleum of Instituto), ISO (lntemational Organization for
Standardization) y regulaciones locales
Finalmente, los criterios de diseño se traducen en especificaciones y planos
basados en criterios mínimos de desempeño.
11
1.2 SITUACIÓN ACTUAL
El actual sistema de seguridad de los generadores de vapor en planta Cullen, está
basado en unidades PLC´s marca Gould, modelo PC-0085 de MODICON. El sistema de
seguridad, consiste en:
- Monitoreo de señales de nivel de agua de cada caldera
- Funcionamiento de los ventiladores
- Baja presión de gas combustible general – parcial
- Falla de controladores
- etc
Existen 4 PLC´s de este tipo, uno por cada caldera y una unidad maestra, todos
éstos para mantener la independencia de las calderas y en caso de emergencia la unidad
maestra actúa como respaldo, mientras se repara el que se encuentra fuera de servicio.
Los PLC´s de seguridad se encuentran comunicados con un PLC maestro
MODICON 984-680, a través de un lazo de comunicaciones RS-422, que está
constantemente sensando las entradas de los PLC’S de seguridad. Con esto, se generan
las alarmas en un panel y se envía a una impresora, un mensaje, dando fecha, hora y
motivo de cada alarma.
En la Figura 1.5 se muestra el diagrama del sistema de seguridad actual de planta
Cullen.
12
Figura 1.5 Diagrama actual de sistema de alarmas y paradas de emergencias.
13
1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
Los PLCs Gould modelo PC-0085, son las unidades que supervisan la seguridad
de los generadores de vapor, los cuales por su obsolencia, diseño e incompatibilidad, se
encuentran en la actualidad discontinuados de su línea de fabricación, por lo que es
necesario su reemplazo por equipamiento de tecnología actual, que permitan realizar
futuras modificaciones y ampliaciones en el actual sistema de seguridad.
La programación del actual sistema de seguridad, se realiza mediante un teclado
alfanumérico y por medio de mnemónicos, lo que dificulta realizar cambios en los
programas.
El disponer de un nuevo y moderno sistema de seguridad basado en PLC’s de
tecnología actual, implica las siguientes ventajas:
- Minimizar los riesgos que puedan lesionar a las personas
- Minimizar las pérdidas económicas que se puedan causar en las instalaciones,
equipos y producción
- Minimizar los daños y perjuicios a contratos con terceros como consecuencia
de interrupción de actividades y servicios
- Reducir los tiempos de interrupción de las actividades y de servicios
- Reducir costos de operación
- Mejorar la calidad del producto
- Aumentar la capacidad o volumen de producción
14
1.4 DESCRIPCIÓN DE LA TESIS
El trabajo desarrollado analiza y proporciona una propuesta considerando varias
alternativas para la modernización del Sistema de Seguridad de la planta Cullen, el cual
permitirá un mejor y más confiable sistema de seguridad; donde se incorpora el uso de
un nuevo software para la programación de los PLC’s propuestos.
Toda la información disponible y la desarrollada por el autor para el presente
proyecto se adjunta en un CD-ROM, incluyendo planos en Autocad del sistema de
seguridad propuesto, programa de control usando el Software de programación
Concept, imágenes y el trabajo de título.
En el Capítulo 1 se presenta una visión general de la Empresa Nacional de
Petróleo; su estructura y objetivos operacionales en Magallanes, una descripción de
planta Cullen donde se desarrolló el trabajo. Además se detallan algunas de las razones
y motivaciones que justifican la realización del proyecto.
En el Capítulo 2 se proporciona los antecedentes sobre el funcionamiento de las
calderas unitarias, el tipo de caldera, la función que cumplen en la planta, la planta de
fuerza y el tratamiento de agua para las calderas.
En el Capítulo 3 se incluye la instrumentación y el sistema de control asociado a
cada una de las calderas, además de su visualización en los distintos paneles de control.
En el Capítulo 4 se describe el PLC con sus diversos elementos que lo componen,
se describe el nuevo software de programación “Concept” con el cual se realizó la
programación del PLC Quantum propuesto, dando a conocer sus principales
características, lenguajes de programación y manejo.
15
En el Capítulo 5 se describen las etapas para modernizar el actual sistema de
seguridad, el desarrollo del programa en el Software Concept y generación de planos:
cableado, conexionado e ingeniería de detalles.
En el Capítulo 6 se presentan las observaciones y conclusiones finales, basadas
en el análisis obtenido del desarrollo del trabajo.
CAPÍTULO 2
CALDERAS PLANTA CULLEN
16
2. GENERADORES DE VAPOR PLANTA CULLEN
2.1 GENERALIDADES
El vapor de agua es el fluido térmico más utilizado en los distintos procesos
industriales. Los usos del vapor de agua están dirigidos a la producción de energía
mediante la expansión térmica en turbinas.
El uso de agua para la generación de vapor se debe principalmente a su alta
disponibilidad y bajo costo. Además, la generalización de su uso está basada en un
conjunto de características que la convierten en un recurso prácticamente insustituible,
estas son:
– Materia prima de bajo costo y de fácil acceso
– Amplio rango de temperatura
– No es tóxico
– No es inflamable
– Fácilmente transportable por tuberías
– Elevado calor de condensación
– Elevado calor específico
– Temperatura de condensación fácilmente regulable
Una Caldera es básicamente un recipiente metálico que tiene por función generar
vapor a una determinada presión y temperatura mediante la acción del calor. Este vapor
generado se utiliza como fuerza motriz en procesos industriales, o agua caliente para
calefacción.
17
2.2 CALDERAS UNITARIAS DE PLANTA CULLEN
Las calderas de planta Cullen permiten satisfacer los requerimientos energéticos
para la:
– Fuerza motriz en generadores eléctricos, compresores de procesos, bombas y
– Fuente de calor para recalentadores de fondo de las torres de destilación
Para producir este tipo de energía, planta Cullen cuenta con una “planta de
fuerza” constituida por tres calderas idénticas Babcock &Wilcox, la cual se muestra en la
Figura 2.1.
Figura 2.1 Vista de caldera unitaria, con sus partes principales.
18
La Tabla 2.1 describe las características principales de cada una de las calderas
unitarias.
Calderas Babcock & Wilcox Modelo Contract FF 2848Tipo Acuotubular, FF 15 Nº48, hogar integralAlimentación Agua blanda y acondicionadaCapacidad máxima de vapor de salida 60.000 Lbs/Hrs de vaporEvacuación gases Tiraje artificial tipo inducido combustión (mediante turboventilador)Nº de tubos de 16 pies prom. 742 tubos incluyendo sobre calentadorNº de quemadores 4Tubos frontales 2 1/2"Tubos laterales 2"Temperatura del vapor de salida 600°F (recalentado)Presión descarga 600 psiPresión máxima de trabajo 650 psiCarga máxima 1.4 Kg/cm2
Superficie de calefacción 5.437 pies2
Colector de vapor (Domo Superior) Uno de 42"Colector de fango (Domo Inferior) Uno de 35"Rendimiento 80%
Tabla 2.1 Características calderas unitarias de planta Cullen.
Las calderas son del tipo industrial Acuotubular. Los tubos longitudinales
interiores se emplean para aumentar la superficie de calefacción, y están inclinados para
que el vapor a mayor temperatura al salir por la parte más alta, genere el ingreso natural
del agua más fría por la parte más baja. Una de las propiedades que poseen este tipo de
calderas es que permiten obtener elevadas presiones y rendimientos, debido a que los
esfuerzos desarrollados en los tubos, por las altas presiones, son de tracción en vez de
compresión.
La producción del vapor de agua depende de la correspondencia que existe entre
dos de las características fundamentales del estado gaseoso, esto es, la presión y la
temperatura.
19
Cada una de las calderas se encuentra acondicionada con 4 quemadores de gas
tipo Jhon Zink Yb; constituidos por un tubo quemador cilíndrico, una cámara de aire
primario para la combustión, que deja al descubierto una serie de orificios en el tubo
quemador con el objeto de permitir el paso de aire primario y efectuar la mezcla
combustible aire-gas para producir la ignición. Este tipo de quemadores puede trabajar
con presión de gas combustible comprendidas entre 3 y 30 psi, siendo su capacidad en
conjunto capaz de quemar sin riesgo volúmenes de gas combustible del orden de
1.700.000 pie-cúbico estándar día.
Cada unidad se compone de tubos y domos; los tubos sirven para interconectar
los domos que quedan localizados en la parte exterior del sistema intercambiador de
calor. La caldera posee dos tipos de domos para almacenar vapor o agua; esto son:
– El superior o de vapor y
– El inferior o de fango, ubicado en la parte más baja de la caldera, que hace de
cilindro de agua y de acumulador de sólidos o fangos que pueden llegar en
disolución o en suspensión con el agua de alimentación por efectos de
pequeñas corrosiones internas.
Este tipo de calderas poseen varias ventajas en relación de otras:
– Alto Rendimiento: Debido al tiraje inducido y a su gran superficie de
contacto
– Bajo Costo de Mantención: Ya que para que ésta se realice, no se necesita un
desarme completo de la caldera
– Mayor Capacidad de Producción: A mayor presión y temperatura
– Confiabilidad Operacional: Debido a su automatización y sistemas de
seguridad
Algunas desventajas que poseen son:
– Gran consumo de gas combustible
– Alto costo de las instalaciones
– Necesidades de equipos auxiliares (para tratamiento del agua y reposición del
vapor)
– Alto riesgo de corrosión
20
2.3 COMPONENTES PRINCIPALES DE CADA CALDERA
Es de real importancia para el personal de operación y mantenimiento de este
tipo de equipos conozca cada una de las partes que componen una caldera, de modo de
realizar en forma adecuada cualquier acción o intervención en forma eficiente y segura.
2.3.1 HOGAR
Es la cámara donde se realiza la combustión. Se designa también con los nombres
de caja de fuego o cámara de combustión. La cámara confina los productos de la
combustión y resiste las altas temperaturas que se presentan y las presiones que se
utilizan. Sus dimensiones y su geometría se adaptan a la velocidad de liberación del
calor, al tipo de combustible y al método de combustión completa.
2.3.2 DOMOS O CILINDROS
Cada unidad posee dos cilindros o domos, uno superior o de vapor, que
almacena agua o vapor y otro inferior o de fango, el cual se encuentra ubicado en la
parte más baja de la caldera, que hace de cilindro de agua y de acumulador de sólidos o
fangos.
2.3.3 MAMPOSTERÍA
Tiene por objeto aislar la caldera para evitar pérdidas de calor hacia el exterior.
2.3.4 CHIMENEA
Es el tubo por donde se evacuan los gases quemados a la atmósfera.
21
2.4 PLANTA DE FUERZA Y TRATAMIENTO DE AGUA DE CALDERAS
En la Figura 2.2 se describe las diferentes etapas que componen el flujo de fuerza
en la planta, los equipos que se encuentran asociados a ésta y el tratamiento del agua de
las calderas planta Cullen.
CALDERA
EVAPORADORES (2)
REBOILERS
TURBO -3 TURBO BOMBAS
29 A y B
ACU
MU
LAD
OR
DE
CO
ND
ENSA
DO
LINEA DE
LINEA GENERAL VAPOR 600 PSI.
CLA
SIFI
CAD
OR
ESTANQUE DE AGUA TRATADA
DESAIREADOR
VAPOR 50 PSI.
TURBO VENTILADORES
CALDERAS
9 TURBINAS DE PROCESOS
TURBO COMPRESORES
18 A y B
TURBO BOMBAS21 A y B
3 CALDERAS B & W
CONDEN SADORE S
LIN
EA D
E VA
POR
DE
15 P
SI.
LINEA GENERAL DE CONDENSADO
7 PSI
CO
ND
. SU
CIO
ACU
MU
LAD
OR
DE
CO
ND
ENSA
DO
50 PSI
GENERA2
DORES1
CON DENSAD ORES
15 PSI
30 PSI
HOGAR
ALM
ACEN
AMIE
NTO
Equipo 29 A-B
Equipo 25 A-B
Equipo 24 B
ABLANDADORES
Equipo 28
Equipo 17
Figura 2.2 Diagrama de flujo planta de fuerza y tratamiento de agua.
22
2.4.1 TURBINAS DE VAPOR
Las turbinas de vapor son máquinas destinadas a transformar la energía
contenida en el vapor en energía mecánica de rotación por medio de generadores de
energía eléctrica, bombas centrífugas, ventiladores y compresores. En general, se
utilizan donde se requieren altas velocidades y gran potencia. Tienen la ventaja de ser
de velocidad regulable. La Figura 2.3 muestra una turbina a gas natural que sirve de
respaldo de las turbinas de vapor.
Figura 2.3 Turbina a gas natural Solar Saturno.
El área cuenta con tres turbinas de vapor marca Worthington de una capacidad
de 1200 Hp que se encuentran acopladas a tres generadores. La Tabla 2.2 describe las
características principales de la turbina Worthington.
Turbina WorthingtonFrame T2RPotencia 800 KWRating 800 KW 4,837/1,000 r.p.mRotación En sentido horarioVapor de entrada 575 psi. 590ºFPresión de descarga 15" Hg. Abs.Lubricación Presión
Tabla 2.2 Características de turbinas Worthington.
23
2.4.2 GENERADORES
La Planta eléctrica cuenta con 3 Generadores “General Electric” de una capacidad
de 800 KW cada uno, con tensión de generación de 400 volt a 50 Hz y 1.000 rpm. Estos se
encuentran acoplados por medio de una unidad reductora de velocidad, a las turbinas
Wortington. Normalmente están en servicio sólo dos generadores.
Además, hay instalado un generador de construcción latinizado-modular, que se
ubica a un costado de la sala de fuerza. Esta unidad es una turbina a gas natural marca
Solar Saturno de una potencia de 1000 KVA. El generador es marca Maratón y su
ventaja fundamental, aparte de aumentar la potencia a generar, es que utiliza como
combustible gas natural, dando una mejor cobertura a la planta cuando existen
problemas en la producción de vapor. Esta cuarta unidad puede entrar en paralelo con
las otras tres unidades a vapor.
2.4.3 BOMBAS
Las bombas se usan para hacer circular de líquidos a través de ductos o
canalizaciones, por lo general desde un nivel inicial, hasta un nivel final más elevado.
2.4.3.1 EQUIPO 25 A
Es una bomba centrífuga marca Worthington movida por motores eléctricos
marca Westinghouse Mod. ABEP, de 75 HP, 11.6 A y velocidad de 2.905 rpm. Succiona
desde vacío y descarga a una presión de 60 psi.
Tiene como función succionar el condensado desde el estanque acumulador y
descargar a la línea general o auxiliar de condensado. Si hay que dejar fuera de servicio
la línea de condensado, se puede inyectar en forma directa a la descarga de los equipos
28 (bomba centrifuga).
24
2.4.3.2 EQUIPO 24 B
Succiona directamente desde los pozos de agua y descarga a la red de consumo
interno de la Planta, desglosado de la siguiente manera:
a) Lavador de crudo en procesos
b) Evaporadores (como agua cruda para lavado)
c) Alimentación de los intercambiadores iónicos o ablandadores, previo paso por
un regulador de presión y filtro
Es una bomba centrífuga marca Worthington de 250 Gal/min, accionada por
motor eléctrico marca Westinghouse, modelo APDP de 20 HP, 29 A y velocidad de
2.920 rpm.
2.4.3.3 EQUIPOS 28 A Y B
Succionan del estanque de agua tratada y descargan al desaireador. La descarga
posee una conexión que se emplea para reponer agua en el sistema de refrigeración y
llenado de las calderas. La bomba 28 A es marca Worthington movida por motor
eléctrico marca Westinghouse Modelo ABDP, de 7.5 HP, velocidad 2.910 rpm, y 11.6 A.
La bomba 28 B es marca Worthington accionada por un motor eléctrico marca
Uniclosed, de 7.2 HP, velocidad 2.910 rpm y 11.6 A.
2.4.3.4 EQUIPO 29 A Y B
Son los principales equipos auxiliares del área, ya que su función es la de proveer
de agua a las calderas. Succionan agua del desaireador y la descargan a la línea general
de agua de alimentación a las calderas.
Las características principales de estas bombas son:
Bombas centrifugas : Worthington
Etapas : 4
Caudal : 290 Gal/min.
Presión. Desc. Máx. : 800 psi
25
Estos equipos son movidos por turbinas a vapor de las siguientes características:
Turbinas : Worthington
Hp : 205
Rpm : 3.350
Consumo de vapor : 6.670 lbs/hr
2.4.4 ABLANDADORES
El agua que proviene de los pozos adyacentes al campamento Cullen, se ablanda
por medio de un intercambiador de iones del tipo resínico de alta capacidad de
intercambio, durante el periodo de ablandamiento.
El agua se hace pasar a través de zeolita o amberlita, teniendo lugar el
intercambio de iones.
Se cuenta con dos ablandadores que pueden trabajar en paralelo o alternados.
La Tabla 2.3 describe las características principales de los ablandadores.
Modelo RSPD-195Dimensiones del estanque de ablandamiento 60" x 20" Dimensiones del estanque de salmuera 48" x 30" Flujo de operación normal 22 Gal/min.Flujo máximo momentáneo 44 Gal/min.Material ablandador Zeolita o Amberlita 7 pie3
Tabla 2.3 Características de los ablandadores.
2.4.5 EVAPORADORES
La función de los evaporadores, es evaporar agua blanda con el objeto de reponer
las pérdidas del circuito de vapor. El agua proveniente de los ablandadores de zeolita o
intercambiadores iónicos, se evapora usando un serpentín de vapor a 50 psi.
Existen dos evaporadores que trabajan en paralelo permanentemente. Están
compuestos por un haz de tubos rodeados por una carcaza metálica. Por el interior de
los tubos circula vapor a 50 psi y por fuera de éstos, el agua a evaporar.
26
2.4.6 CONDENSADORES
Los condensadores se usan para condensar el vapor descargado por las turbinas.
La razón de usar condensadores, es que al hacerlo se aumenta el rendimiento del
ciclo de vapor, ya que disminuye la temperatura final del vapor. La eficiencia teórica
posible, en el ciclo de vapor, depende, en su mayor parte, de la diferencia de presiones
entre la succión y la descarga de la turbina.
2.4.7 DESAIREADOR
Una vez condensado el vapor obtenido en los evaporadores, se junta con el
condensado de retorno de los diferentes usos en la planta e ingresan al desaireador,
donde se pone en contacto en contra-corriente con vapor de 7 psi., desprendiendo los
gases que trae disueltos (aire, oxígeno, anhídrido carbónico, y otros) de modo que a la
salida del desaireador el agua tenga un carácter neutro.
Su funcionamiento consiste en dividir el agua de alimentación en finas gotitas,
calentándolas para transformarlas en vapor dentro del desaireador, y separar el aire,
anhídrido carbónico y otros gases del vapor a medida que éste se va condensando.
2.5 DESCRIPCIÓN DEL CIRCUITO DE VAPOR
El vapor generado por las calderas a 600 ºF y 600 psi, se distribuye hacia las 9
turbinas de procesos, como energía para su movimiento, donde reduce la presión y
temperatura. El vapor generado a 600 psi es suministrado a los turbo-generadores,
turbo-compresores, turbo-bombas de oleoducto descarga a vacío y es condensado
mediante condensadores. Luego el líquido es almacenado y tratado para su posterior
retorno a las calderas.
27
El vapor proveniente de las turbinas se descargan a 50 psi y 298.3 ºF, va a una
línea común (manifold), desde donde se distribuye a diferentes consumos, para ser
empleado como medio calefactor. Los consumos por donde circula son los siguientes:
– Intercambiadores de calor o Reboilers de procesos y calentadores de
almacenamiento, retornando como “condensado sucio”. Este condensado
llega a planta de fuerza, nuevamente, a un estanque clasificador donde, por
gravedad, se separan las impurezas que contiene pasa al estanque de agua
tratada, al desaireador y luego a las calderas para repetir el ciclo
– Evaporadores, de donde entrega calor al agua ablandada de reposición
produciendo vapor de 15 psi y 253 ºF de temperatura
Al exceso de vapor de 50 psi, se reduce la presión a 15 psi y se une con el vapor
producido por los evaporadores. Gran parte de éste se condensa para luego ingresar al
desaireador, con el objeto de reponer las pérdidas del sistema. El vapor proveniente de
las turbinas que descargan a vacío, va directamente a condensarse en los condensadores
y luego al desaireador, a través de la línea de condensado limpio. Del desaireador, el
agua nuevamente ingresa a la caldera impulsada por las turbo bombas de alimentación.
A continuación, en la Tabla 2.4 se muestra los principales consumos y suministros
de vapor en planta Cullen.
28
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CAPÍTULO 3
INSTRUMENTACIÓN Y
CONTROL
29
3. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL
3.1 GENERALIDADES
La función principal del sistema de control de calderas Cullen, consiste en
controlar automáticamente, la presión del vapor de 600 psi, independientemente de las
variaciones de carga que se produzcan en el sistema, y al mismo tiempo, mantener una
relación óptima en la mezcla aire-gas combustible en cada una de las tres calderas. El
sistema de control está basado en el uso de microprocesadores.
Todo el control de calderas se encuentra concentrado en un tablero de control,
ubicado en la sala de calderas, el cual proporciona información sobre el estado general
del sistema, mediante indicadores de presión, temperatura, eventos de alarma y paradas
de emergencias.
Debido a la criticidad del tablero de control, éste está diseñado de manera
redundante, es decir, todos los componentes claves del sistema de control tienen una
unidad de respaldo, que entrará automáticamente en servicio, en caso que falle la
unidad principal.
3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL
El tablero de control de calderas, está compuesto por un sistema de control en
cascada, basado en controladores automáticos PID. Uno de estos controladores actúa
como control maestro (plant master), el cual recibe la señal enviada por un transmisor
desde la línea general de vapor de 600 psi, compara esta señal con su punto de ajuste
prefijado y envía una señal, que ajustará a los controladores de relación individuales de
cada caldera.
En la Figura 3.1 se muestra el sistema de control de la línea de vapor y en la
Figura 3.2 se muestra el tablero de control en sala de calderas.
30
Figura 3.1 Sistema de control digital de línea general de vapor.
31
Figura 3.2 Vista tablero de control digital de calderas.
Los controladores individuales de relación envían dos señales, una hacia el
sistema de gas combustible a través de la válvula de control y otra hacia el control de
salida de gases quemados de la caldera mediante el control de aletas deflectoras
(damper). Al mismo tiempo, reciben como realimentación, la señal de presión del gas
combustible y caudal de aire del hogar de la caldera.
La función de los controladores de relación consiste en mantener una mezcla
óptima de aire-gas en cada caldera, cautelando que siempre exista suficiente aire para la
combustión.
Esto se realiza utilizando un sistema de control cruzado:
- Un aumento en la demanda de vapor, aumenta primero el aire y luego el gas
- Una disminución del consumo, disminuye primero el gas y luego el aire
32
Los controladores envían dos señales eléctricas de 4 a 20 mA, a los transductores
I/P, que las transforman en señales neumáticas de 3 a 15 psi. Estas señales, son
detectadas por las estaciones manual-automático (auto-man), operando sobre las
válvulas de gas combustible y control de los deflectores.
El sistema de control individual y paralelo de las tres calderas tiene como la
función mantener:
- Presión
- Temperatura
- Caudal de vapor producido
Actuando sobre:
- Caudal y presión de gas combustible
- Nivel de agua
- Celosías del ventilador
- Tiraje forzado
La detención y corte por baja de presión del gas combustible considera las
siguientes acciones:
1. Menor o igual 12 psi de presión de gas combustible se detiene la caldera
2. Con 18 psi o mas se activa el sistema
En el sistema de control de calderas, donde existen más de una unidad
funcionando en paralelo, se requiere de un sistema para coordinar y controlar el
funcionamiento de todas las unidades y equipos, a fin de cumplir con los requerimientos y
cambios en la demanda de vapor del sistema. A este controlador se le denomina control
maestro (plant master).
El controlador encargado de realizar esta tarea, define todos los cambios en la
producción de vapor del conjunto de calderas, actuando sobre los controladores
individuales, los cuales deben ser capaces de mantener una combustión óptima aún
durante los cambios de carga de las calderas, actuando sobre el controlador de las
persianas de escape y sobre la válvula de gas combustible.
33
En una caldera de grandes dimensiones como las existentes en planta Cullen, se
debe tener especial cuidado en la selección del tipo de control a realizar, el cual debe
cumplir con determinados requisitos básicos:
- Mantener en forma permanente la cantidad de aire igual o mayor a la necesaria
para una buena combustión
- Durante condiciones estables, la cantidad de aire en la caldera debe ser lo más
cercano al mínimo necesario para una combustión óptima, aumentando así la
eficiencia, ya que no pierde energía en calentar el aire excedente, que se va por la
chimenea
En los cambios de carga, se debe producir un efecto de adelanto o atraso del aire,
respecto del gas, para que siempre exista aire suficiente para una buena combustión. Esto
se logra utilizando un sistema de control cruzado, el cual se encarga de aumentar la
cantidad de aire primero y luego la cantidad de gas, produciendo así, un seguimiento del
gas durante los aumentos en la demanda de vapor, y por el contrario si se requiere
disminuir la cantidad de vapor generado, primero disminuirá la cantidad de gas,
siguiendo luego el aire.
Al ser un sistema de control cruzado, se están sensando en forma permanente la
cantidad de aire y gas combustible, el cual realiza en forma automática y constante los
ajustes necesarios para mantener la combustión óptima durante las condiciones normales
de operación, es decir, si se produjera una disminución en la cantidad de aire necesaria
para la combustión, inmediatamente el sistema va a producir una disminución en la
cantidad de gas, hasta quedar en un punto de equilibrio, una vez que se recupere la
cantidad de aire para la operación en el punto deseado, se ajustará la cantidad de gas para
la operación de dicho punto.
Por otro lado, si se produce un aumento en la cantidad de gas, por sobre un
determinado punto de operación, automáticamente aumentará la cantidad de aire en la
proporción necesaria para asegurar la combustión adecuada.
34
3.3 CONTROLADOR MAESTRO (PLANT MASTER)
El controlador maestro, es el control encargado de mantener constante la línea de
presión de vapor de 600 psi, operando sobre el punto de ajuste de los controladores de
relación de cada caldera. El controlador maestro, recibe la señal de presión de la línea
de 600 psi, mediante dos transmisores electrónicos, de los cuales uno actúa como
principal y el otro como respaldo. Normalmente, el control maestro recibe la señal
proveniente desde el transmisor principal.
El controlador maestro realiza la comparación entre la señal recibida desde la
línea de 600 psi y su punto de ajuste, para luego enviar una señal hacia los controladores
de relación. La señal de salida está limitada a un máximo, que corresponde a una carga
de 1.40 kg/cm2 de gas combustible en cada caldera. Normalmente, la señal de salida
debe estar por debajo de este límite superior.
La operación normal del controlador maestro, es en modo automático, sin
embargo, en condiciones especiales puede operarse en manual, permitiendo al operador
regular su señal de salida.
Durante la operación automática, el controlador maestro compara la señal
recibida de los dos transmisores de presión del vapor de 600 psi. Si existe una diferencia
excesiva (banda proporcional) entre éstas, se manifiesta mediante una alarma sonora y
visual. Si el transmisor principal queda fuera de rango, su señal es ignorada, y el control
maestro comienza a recibir la señal desde el transmisor de respaldo. Si los dos
transmisores quedan fuera de rango, el control maestro se auto-transfiere a manual,
enviando una señal fija de salida, hacia los controles de relación, dejando las calderas
con una carga de 0.70 kg/cm2 de gas combustible, y activando la alarma sonora-visual.
Un controlador de marca Taylor del tipo "Smart" (instrumentos inteligentes) se
utiliza como controlador maestro, el cual realiza constantemente verificaciones de su
propia calibración, como asimismo, del estado de sus componentes y operación,
desconectándose automáticamente, o actuando una alarma, cuando detecta una falla en
su sistema. La Figura 3.3 muestra el diagrama del controlador maestro.
35
Figura 3.3 Controlador maestro de vapor.
3.4 CONTROLADORES DE RELACIÓN (PROPORCIÓN)
Los controladores de relación aire/gas, son los encargados de modificar la carga
de las calderas, según la señal recibida desde el controlador maestro. Al mismo tiempo,
deben mantener una relación óptima de aire y gas combustible en la caldera,
procurando esencialmente, que siempre haya suficiente aire para la combustión.
36
Para cumplir con estos requerimientos, se utiliza un sistema de control cruzado
(control interactivo), que consiste en que al haber un aumento en la demanda de vapor,
primero aumente el flujo de aire y luego aumente el flujo de gas combustible en la
caldera. Mientras que al haber una disminución en la demanda de vapor, primero
disminuya el flujo de gas combustible, y luego disminuya el flujo de aire.
El control de relación envía dos señales de control, de 4 a 20 mA, a los
transductores I/P donde son transformadas en señales de presión de 3 a 15 psi.
Posteriormente pasan por las estaciones automático-manual donde una de ellas va hacia
una válvula motora de gas combustible y la otra va al control de deflectores.
Por otra parte, también reciben tres señales eléctricas. Una de ellas es la enviada
por el controlador maestro, que es la que le fija su punto de ajuste. Las otras dos
corresponden a presión de gas combustible y caudal de aire en la caldera, las que se
utilizan como realimentación para el control de vapor.
3.4.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN
La señal proveniente del control maestro pasa por un selector alto-bajo. Si la señal
recibida es de aumento, ésta es enviada al lazo de control interno / relación aire–gas
combustible, donde se genera un aumento en el punto de ajuste y el controlador de
relación activa la posición de los deflectores, incrementando el flujo de aire en el hogar
de la caldera.
Cuando se produzca un aumento efectivo de aire en la caldera, el transmisor
respectivo enviará una señal de realimentación al control de relación. Al ir aumentando
la cantidad de aire, irá también aumentando el flujo de gas combustible, el que sólo
comenzará a aumentar una vez que haya efectivamente mayor cantidad de aire en la
caldera.
37
Cuando la señal recibida sea de disminución, el selector alta-baja enviará una
señal hacia el control de gas combustible, disminuyendo el punto de ajuste.
La Figura 3.4 muestra un diagrama de los controladores de relación por caldera.
Figura 3.4 Diagrama de controladores de relación.
38
3.5 ESTACIÓN NEUMÁTICA AUTO-MAN
Estas estaciones son la interfaz entre los controladores y los actuadores, las que
operan en el modo automático o manual. En la posición de automático, la señal
proveniente de los controladores de relación es transmitida directamente a los
actuadores.
Al operar la estación en forma manual, el operador tiene control directo sobre los
actuadores.
3.6 INSTRUMENTOS DE APOYO AL SISTEMA DE CONTROL
Se dispone de diversos instrumentos de indicación y registro.
3.6.1 INDICADORES DE PRESIÓN GAS COMBUSTIBLE
Son unidades que permiten visualizar directamente la presión de gas
combustible, su medición se realiza por medio de transmisores de presión. Estos son
indicadores digitales, calibrados en un rango de 0-3, 5 Kg/cm2.
3.6.2 INDICADORES DE VACÍO DEL HOGAR Y ALTAR
Indican la presión negativa o de vacío al interior de la caldera. Reciben señales
desde dos tomas de presión ubicadas, una en el hogar, en la parte superior delantera de
la caldera, y otra, a un costado a la altura del altar. Con rangos de - 0.5 a +0.1 "H2O y -2
a 0 "H2O, con los cuales se puede tener indirectamente la cantidad de aire en la
combustión.
3.6.3 INDICADOR DE CAUDAL DE VAPOR POR CALDERA
Indican el caudal instantáneo de vapor en lb/hr.
39
3.6.4 INDICACIÓN Y REGISTRO DE LOS NIVELES DE AGUA DE LOS DOMOS
Estos se realizan a través de registradores de carta continua, los cuales tienen una
pantalla, en la que se muestra el valor instantáneo en todo momento, esto puede dar una
relación de la respuesta del control de nivel de agua del domo a variaciones bruscas de la
carga en la caldera.
3.6.5 NIVEL DE AGUA POR CALDERA
La medición e indicación del nivel de agua por caldera se realiza midiendo éste
con transmisores diferenciales electrónicos, que entregan una corriente proporcional al
nivel de agua de la caldera, en donde son visualizadas y graficadas en un registrador
lineal continuo, lo que permite al operador conocer y evaluar al comportamiento del
sistema de reposición de agua de las calderas bajo diferentes variaciones de carga a que
puedan estar expuestas.
3.6.6 REGISTRADOR TRACOR
El monitoreo, indicación, registro de las temperaturas e impresión de alarmas,
caudales de vapor y gas combustible día, se realizan a través de un registrador
multipunto Tracor Westronics, mediante el cual, se pueden graficar en forma continua o
numérica periódica, todas o parte de éstas, pudiendo tenerse algunas sólo en indicación,
otras en gráfico continuo, y un tercer grupo que se imprima su estado en forma
numérica periódica o al incurrir algún cambio en sus valores normales de
funcionamiento.
Además, este registrador permite generar alarmas en puntos críticos o relevantes
en el funcionamiento normal de las calderas. En la Figura 3.5 se muestra el registrador
Tracor.
40
Figura 3.5 Registrador Tracor Westronics modelo ddr 10.
CAPÍTULO 4
CONTROLADOR LÓGICO
PROGRAMABLE
SOFTWARE PROGRAMACION
CONCEPT
41
4. CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMABLE
Y SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN CONCEPT
4.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo se describen los componentes y módulos principales de PLC,
además se da a conocer el Software de programación Concept con el cual se realizó la
programación para modernizar el sistema de seguridad propuesto.
4.2 UNIDADES FUNDAMENTALES DE UN PLC
La automatización de un proceso industrial, (máquina, conjunto o equipo
industrial) consiste en la incorporación al mismo, de un conjunto de elementos y
dispositivos tecnológicos que aseguren su control y buen desempeño operativo.
Dicho automatismo, en general ha de ser capaz de reaccionar frente a las
situaciones previstas de antemano, y por el contrario, frente a imponderables tener
como objetivo situar al proceso y a los recursos humanos que lo asisten en la situación
más favorable.
Históricamente, los objetivos de la automatización han sido:
- Procurar la reducción de los costos de fabricación
- Calidad constante en los medios de producción, y
- Liberar al ser humano de las tareas tediosas, peligrosas o insalubres
Actualmente, como resultado de la competitividad, la empresa está sometida a
grandes y rápidos procesos de cambio en búsqueda de su adecuación a las demandas de
mercado, neutralización de los avances de su competencia, o simplemente como
maniobra de cambio de estrategia al verse acortado el ciclo de vida de alguno de sus
productos. Esto obliga a tener, medios de producción adecuados que posean una gran
flexibilidad y puedan modificar oportunamente la estrategia de producción. Uno de los
componentes fundamentales en la implementación de la automatización en una
industria es el Controlador de Lógica Programable (PLC).
42
El Controlador Lógico Programable (Programmable Logic Controller, PLC), es un
dispositivo digital utilizado para el control de máquinas y operación de procesos. Según
lo define la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos de los Estados Unidos
(National Electrical Manufacturers Association, NEMA), se trata de “Un aparato digital
electrónico operado digitalmente, con una memoria programable para el
almacenamiento interno de instrucciones, permitiendo la implementación de funciones
específicas tales como lógica y aritmética, secuencias o lotes (Batch), registro,
temporizado, conteo, control ON/OFF o control regulatorio con el objeto de controlar
máquinas y procesos”.
Cada controlador programable requiere de unidades básicas para realizar su
función como tal, la Figura 4.1 muestra la arquitectura de un PLC. Estas son:
− Unidad procesadora
− Unidad de memoria
− Unidad procesadora de entrada/salida
− Unidad procesadora de comunicaciones
− Fuente de poder
Figura 4.1 Arquitectura de un PLC.
desde Sensores
Módulos de entrada
Procesador de E/S
CPU EXEC ROM
MEMORIA RAM
Procesador de comunicaciones a dispositivos de terreno
Módulos de salida
Memoria Salidas binarias
Entradas de registro Salida de registro
Lógica de Aplicación
Programa lógico
Redes y
Segmentos
P L C
dispositivos otros participantes Periféricos en una Red
43
4.2.1 UNIDAD CENTRAL DE PROCESO (CPU)
La CPU (Central Processing Unit) de un PLC, es la responsable de la ejecución del
programa desarrollado por el usuario. Coordina todas las funciones o recursos de los
distintos procesadores periféricos, como ser procesador de E/S, procesador de
comunicaciones, unidad de memoria y fuentes de alimentación.
En la Figura 4.2 se muestra la unidad de procesamiento CPU y su relación con los
demás componentes en el PLC.
Figura 4.2 Unidad de procesamiento CPU.
4.2.2 UNIDAD DE MEMORIA
Todos los datos que el PLC maneja, su sistema operativo, el programa de
aplicación, la tabla de estado de las E/S, etc., se almacenan en la memoria.
La unidad de memoria se compone de dos partes, una memoria RAM (Random
Access Memory, Memoria de Acceso Aleatorio) y una memoria ROM (Random Only
Memory, Memoria de solo lectura).
Unidad Procesamiento
Central
C P U
Procesador de Comunicación
Procesador de E/S
Unidad Memoria Fuente
Alimentación
44
En la memoria ROM se almacena el programa ejecutivo o sistema operativo, el
cual es una parte fija integrante del PLC. Este debe permanecer inalterable a través del
tiempo y ante falla de alimentación del equipo.
La memoria RAM almacena la configuración del sistema, la aplicación, los datos
calculados y los prefijados. Le permite al programa de aplicación permanecer estable
durante el funcionamiento del equipo, pero también puede ser alterado fácilmente para
la eliminación de errores de un programa o para programar el PLC en una nueva
aplicación. La memoria RAM se divide de la siguiente forma:
- RAM de estado (State Ram): Almacena todos los datos o valores de las variables
programadas y configurables.
- RAM de usuario (User Logic): Contiene todo el programa de aplicación.
La Figura 4.3 muestra la unidad de memoria y sus componentes.
Figura 4.3 Unidad de memoria.
CPU
RAM ROM
RAM Estado Registro I/O I/O Discreta
Lógica Usuario Programa Lógico Redes/ Segmento
Sist. Oper. Conjunto de Instrucción
45
4.2.3 PROCESADOR DE ENTRADAS Y SALIDAS (E/S)
El procesador de E/S es la unidad encargada de administrar el flujo de datos de
lectura desde las celdas de entrada hacia la unidad central de procesamiento o CPU, y
los datos de escritura desde la CPU hacia las celdas de salida, es decir realiza la interfaz
entre la CPU y las celdas que contienen los módulos de E/S, ya sean éstos locales o
remotos.
Celda es un conjunto de módulos que permiten canalizar un número variado y
definido de señales analógicas desde los dispositivos de terreno hacia el PLC. Estas
celdas pueden ubicarse en forma local o remota, dependiendo del modelo del PLC.
En el procesamiento de E/S, se controla el flujo de señales que va desde los
módulos de entrada a la memoria de señal y proporciona una ruta de acceso mediante la
cual se envían las señales de salida desde el ciclo lógico de la CPU a los módulos de
salida.
4.2.4 UNIDAD PROCESADORA DE COMUNICACIONES
La unidad procesadora de comunicaciones proporciona una o varias interfases
para las puertas E/S. Estas interfases permiten al controlador comunicarse con los
paneles de programación, equipos de programación, herramientas de diagnóstico
portátiles y otros dispositivos principales, así como con controladores adicionales y
otros participantes de una red (Modbus o Modbus Plus).
4.2.5 FUENTE DE ALIMENTACIÓN
Es la unidad encargada de suministrar los voltajes requeridos por la CPU, tarjetas
especiales, procesadores periféricos y los módulos de entrada y salida local.
46
4.2.6 MÓDULOS DE ENTRADA Y SALIDA (E/S)
Los módulos de entrada y salida son los elementos del PLC que lo vinculan al
mundo real.
Los módulos son cableados directamente a los sensores en terreno, siendo
transferidos al PLC a través de un bus de datos y de esta forma implementando un
sistema de control.
Para el PLC todas las señales son eléctricas, por lo cual se deben utilizar
transductores de diversos tipos:
- interruptores de presión (presostatos)
- interruptores de posición
- transmisores de caudal, presión o humedad
- etc.
Los módulos de entrada/salida están diseñados para trabajar bajo condiciones
industriales severas y seguridad, por lo que disponen de aislación por medio de
optoacopladores entre las etapas de alta y baja tensión. La configuración típica de
aislación óptica que presentan los módulos de E/S se muestra en la Figura 4.4.
Figura 4.4 Aislación óptica típica en módulos E/S.
47
4.2.6.1 MÓDULOS DE ENTRADA
Los módulos de entrada reciben las señales desde los sensores de terreno y las
adaptan para que la CPU las reconozca. Estas señales son optoaisladas y convertidas en
niveles de voltaje adecuados para actualizar la RAM de estado del PLC.
a) Módulos de Entrada Digital
Los módulos de entrada digital, también llamados discretos, lógicos u “on-off”,
pueden tomar solo dos estados.
La estructura típica de una entrada digital puede separarse en varios bloques por
donde pasará la señal, hasta convertirse en un 0 ó un 1 para la CPU (ver Figura 4.5).
Estos bloques son:
− Rectificador: En el caso de una entrada de corriente alterna, convierte la señal
en continua. En el caso de una señal de corriente continua, limita o impide
daños por inversión de polaridad.
− Acondicionador de Señal: Elimina ruidos eléctricos, detecta los niveles de
señal para los que conmuta el estado lógico (umbral on / off), y lleva la
tensión al nivel manejada por la CPU.
− Indicador de Estado: En general se dispone de un indicador luminoso por
canal, que está encendido mientras exista tensión en la entrada, y apagado en
caso contrario.
− Aislación: Las entradas de la mayor parte de los PLCs son optoaisladas para
que, en caso de sobretensiones externas, el daño causado no afecte más que
ese punto sin perjudicar el resto de la tarjeta ni propagarse al resto del PLC.
− Circuito Lógico de Entrada: Es el encargado de informar a la CPU el estado
de la entrada cuando ésta la interrogue.
48
Figura 4.5 Diagrama en bloques de una entrada discreta.
b) Módulos de Entrada Análoga
Convierten señales provenientes desde terreno de dispositivos tales como
transmisores de presión, nivel, temperatura, o sensores de paso, a datos numéricos para
que puedan ser usados por el PLC. La principal tarea de una tarjeta de entrada análoga
es la de convertir un valor analógico en un número de formato binario, por medio de un
conversor A/D.
Rectificador
Acondicionador de señal
Indicador de estado
Aislación
Circuito lógico de entrada
Señales de campo
Señales digitales a la CPU
49
En la estructura típica de una entrada analógica se pueden distinguir las
siguientes partes básicas como se muestra en la Figura 4.6:
− Protección: Impide daños al módulo y el resto del PLC por conexión con
polaridad invertida o fuera del rango permitido.
− Filtro Analógico: Elimina posibles ruidos provenientes de la instalación.
Básicamente consiste en un filtro pasabajos, que permite que las señales de
baja frecuencia lleguen al conversor A/D, evitando el paso de las señales de
alta frecuencia. Este filtro es necesario, ya que en caso contrario podrían
aparecer señales de alta frecuencia enmascaradas como señales de baja
frecuencia.
− Multiplexado: Esta etapa consiste en un selector que transfiere un canal de
entrada por vez al conversor A/D.
− Conversor A/D: Es el encargado de transformar la señal analógica en un
número binario interpretable por la CPU.
− Aislación: En algunos equipos se dispone de optoaisladores luego del
conversor A/D, para aislar la CPU del campo.
− Buffer: Memoria donde se almacenan los valores que provienen del
conversor, mientras éste opera sobre los demás canales, donde la CPU lee los
valores numéricos convertidos.
50
Figura 4.6 Diagrama en bloques de una entrada analógica.
4.2.6.2 MÓDULOS DE SALIDA
Los módulos de salida reciben las señales lógicas desde la RAM de estado del
controlador, optoaisladas las señales son convertidas a niveles de corriente o voltaje
adecuados para activar dispositivos en terreno o desplegar indicación en los paneles de
la planta.
a) Módulos de Salida Discreta
Convierten los niveles lógicos calculados por el controlador en señales de salida
para dispositivos tales como relés, lámparas, solenoides electro válvulas, etc.
Los puntos de salida de tensión alterna se activan en el instante que la curva
(sinusoidal) de voltaje pasa por cero, con lo que se evita que se desarrolle energía en el
elemento (triac, relé o transistor) al ser conmutado.
Protección
Filtro
Multiplexado
Conversor analógico/digital
Aislación
Señales de campo
Señales digitales a la CPU
Buffer
51
La estructura típica de una salida discreta puede separarse en varios bloques por
donde pasará la señal, hasta convertirse en una señal de campo (ver Figura 4.7). Estos
bloques son:
− Circuito lógico de salida: Es el receptor de la información enviada por la
CPU.
− Aislación: Las salidas de la mayor parte de los PLCs son optoaisladas para
que, en caso de sobretensiones externas, el daño causado no afecte más que
ese punto sin perjudicar el resto de la tarjeta ni propagarse al resto del PLC.
− Indicador de Estado: Generalmente se utiliza un indicador de estado por
canal, que se enciende cuando la salida está cerrada, y se apaga cuando está
abierta. Un indicador adicional señala el correcto funcionamiento de la tarjeta,
permaneciendo encendido si la tarjeta y su comunicación con la CPU no
presentan fallas.
− Circuito de conexión: Es el elemento de salida a campo, que maneja la carga
conectada por el usuario, los cuales pueden ser salidas por transistor, triac o
por relé.
− Protección: Puede consistir en un fusible en serie con los contactos de salida,
una protección electrónica por sobrecarga, o circuitos RC (resistivos-
capacitivos) para eliminar picos generados por la naturaleza de la carga, en
caso de que ésta sea inductiva y la alimentación sea en corriente continua.
52
Figura 4.7 Diagrama en bloques de una salida digital.
b) Módulos de Salida Análoga
El módulo realiza una conversión digital/análoga, donde proporciona una señal
análoga al dispositivo de terreno, la que es proporcional al valor digital o numérico que
ha generado el controlador.
La estructura de una salida analógica puede distinguir los siguientes bloques (ver
Figura 4.8):
- Buffer: Memoria donde la CPU escribe los valores binarios a convertir por el
conversor, mientras éste opera sobre los demás canales.
- Aislación: Optoaislación para separar la CPU del campo.
- Conversor D/A: Es el encargado de transformar el número binario enviado
por la CPU en una señal analógica.
Circuito lógico de salida
Aislación
Indicador de estado
Circuito de conexión
Protección
Señales de campo (carga)
Señales desde la CPU
53
- Protección: Se encarga de impedir daños al módulo por conexión con
polaridad invertida o fuera del rango permitido.
Figura 4.8 Diagrama en bloques de una salida análoga.
4.3 DESCRIPCIÓN DEL SOFWTARE CONCEPT
Este software constituye una interfaz gráfica que permite, a través de menús
interactivos, documentar, programar, monitorear la lógica y los datos de un PLC
conectado en línea a través de una puerta serial.
En la actualidad, cada fabricante de una línea de PLC desarrolla en forma
paralela soluciones de software para simplificar la programación y mantención de sus
equipos.
Concept, es la alternativa de programación para los Controladores lógicos
programables de MODICON de la familia TSX Quantum, 984 Compactos y /o
Momentum. Desarrollado para computadoras compatibles con sistema operativo
Ms-Dos.
Señales digitales de la CPU
Buffer
Aislación
Conversor digital/análogo
Protección
Señales lógicas a la CPU
54
4.3.1 REQUERIMIENTOS PARA LA INSTALACIÓN DE CONCEPT
Los requerimientos mínimos para el uso del Concept se detallan a continuación:
− PC con procesador Pentium o superior
− 16 MB RAM o más
− Mínimo 150 MB de memoria en disco duro disponible
− Unidad de CD-ROM
− Módulo SA85 o NHM 212 para Modbus plus (opcional)
− Adaptador de red TCP/IP para Ethernet (opcional)
− Tarjeta gráfica VGA y monitor (resolución recomendada: 800 x 600)
− Mouse compatible con Microsoft
− Windows 98 o superior
4.3.2 CARACTERÍSTICAS DE LAS PRESTACIONES DE CONCEPT
La herramienta de programación Concept trabaja comandada por menú. Menús
standard, como por ejemplo fichero, ventana y ayuda. Además se pueden utilizar, sin
modificación, todos los estándares de Windows, como instalación de impresora u
órdenes de impresión. Mediante barras de herramientas se obtiene una reducción de las
acciones de menú para el usuario experimentado.
Otras posibilidades de comando en Concept sobre la base de MS–Windows son
los campos de diálogo con casillas de verificación, botones de comando opcional,
campos de textos y de listas.
La herramienta de proyecto Concept posibilita la selección, ubicación y
corrimiento simples de objetos (módulos de función, pasos, transiciones, etc.) en forma
gráfica. La mayoría de las conexiones entre estos objetos se generan automáticamente
cuando se los posiciona.
A través de funciones de importación es posible importar los textos estructurados
de lenguaje IEC (ST) y la lista de instrucciones (IL) como sección FBD, SFC, IL o ST. A
través de funciones de exportación es posible exportar secciones FBD, SFC, IL y ST como
ser texto estructurado (ST) o lista de instrucciones (IL).
55
La función de ayuda orientada al contexto brinda apoyo en las diversas
situaciones del proyecto. La documentación del software se encuentra disponible en los
manuales, y en el sistema de ayuda en línea.
El programa completo se subdivide en secciones de acuerdo a la estructura lógica.
A voluntad se representan las secciones indicando su imagen de impresión, de forma de
posibilitar un control de la representación en las diversas páginas de la documentación.
Las señales contienen una denominación amplia con nombre de símbolo y
comentario.
En los lugares de interrupciones de señales se otorgan indicaciones inequívocas
para el seguimiento de estas señales. En el editor FBD se puede visualizar y documentar
la secuencia del trabajado de los diversos módulos en una sección.
4.3.3 LENGUAJES DE PROGRAMACIÓN EN CONCEPT
Concept contiene los lenguajes de programación de la norma internacional IEC
1131–3, ellos son:
1. Lenguaje de Módulo de Función (FBD)
2. Diagrama Escalera (LD)
3. Carta de Funciones Secuenciales (SFC)
4. Lista de Instrucciones (IL)
5. Texto Estructurado (ST)
Y plano de contactos orientado a Modsoft (LL984).
56
Mediante el editor de tipo de datos en Concept Figura 4.9, se puede derivar tipos
de datos propios a partir de los tipos de datos IEC.
Figura 4.9 Selección de editores en Concept.
El programa de control se confecciona en secciones, de acuerdo con la estructura
lógica. Dentro de una sección se trabaja con un lenguaje de programación único.
Los elementos fundamentales del lenguaje de programación FBD de acuerdo a la
IEC son funciones y módulos de funciones, de los que resultan unidades lógicas. Los
mismos elementos básicos se utilizan también en el lenguaje de programación LD según
IEC.
Los lenguajes de programación SFC según IEC utilizan los elementos básicos
paso, transición, conexión, bifurcación, conjunción y salto.
Los lenguajes de programación textuales IL y ST según IEC utilizan
instrucciones, expresiones y palabras claves.
El lenguaje de programación LL984, orientado a Modsoft utiliza los elementos
básicos módulo de instrucciones y como LD los elementos Contacto y Bobina.
Del conjunto de esas secciones resulta en su totalidad el programa de control,
mediante el cual el PLC comanda el desarrollo del proceso. Dentro del programa
pueden aparecer las secciones IEC (FBD, LD, SFC, IL, ST) mezcladas.
57
Las variables para la conexión de elementos básicos (objetos) dentro de una
sección no se utilizan en los lenguajes de programación gráficos FBD, LD, SFC y LL984,
pues estas uniones se realizan mediante conexiones. Estas conexiones son administradas
por el sistema, o sea, no existe aquí ninguna tarea de proyectos. Todas las restantes
variables, como ser la transferencia de datos entre diversas secciones se proyectan con el
editor de variables. Mediante el editor de tipo de datos se puede definir los propios
tipos de datos derivados.
Cada editor en Concept posee un menú y una barra de herramientas apropiada.
Cuando se genera una sección, se debe determinar con que editor se desea trabajar.
Conjuntamente con estos editores dependientes del lenguaje de programación,
existen también:
− Editor de tipo de datos
− Editor de variables
− Editor de datos de referencia
Estos editores ofrecen diversas funciones independientemente del lenguaje de
programación utilizado.
4.3.3.1 DIAGRAMA DE FUNCIONES EN BLOQUE (FDB)
El Diagrama de Funciones en Bloques (Function Block Diagram o FBD) es un
lenguaje gráfico que permite programar elementos que aparecen como bloques para ser
unidos entre sí de forma similar al esquema de un circuito electrónico.
FDB es muy común en aplicaciones que implican flujo de información o datos
entre componentes de control. Se observa al sistema en términos de flujo de señales
entre elementos de procesamiento.
En la Figura 4.10 se muestra la programación en Concept FDB
58
Las funciones y bloques funcionales aparecen como circuitos integrados y es
ampliamente utilizado en Europa, el cual posee las siguientes características:
− Gráfico
− Orientado al proceso
− Funcionalidad jerárquica
− Elemental y derivado
Figura 4.10 Programación en diagrama de funciones en bloque (FDB).
4.3.3.2 DIAGRAMA DE ESCALERA (LD)
El Diagrama de Escalera (Ladder Diagram o LD) tiene sus orígenes en Estados
Unidos, cumple con la especificación de diagramas de escalera de la norma IEC 61131-3.
Este lenguaje de programación está basado en la presentación gráfica de la lógica
de relés. Consiste en la representación del circuito lógico utilizando contactos y bobinas,
en forma similar a cuando se utilizan relés. Los elementos básicos de programación son
contactos (NA o NC, es decir normalmente abiertos o normalmente cerrados).
Las operaciones booleanas básicas suma y producto se construyen conectando
apropiadamente estos contactos.
A estos elementos básicos se les adiciona contadores, temporizadores y otras
instrucciones y librerías adicionales que trae el software de programación Concept. En la
Figura 4.11 se muestra la programación en Concept LD.
59
El diagrama de escalera posee las siguientes características:
− Gráfico
− Orientado al control discreto
− Conocido
− Utiliza más código para funciones avanzadas
Figura 4.11 Programación en diagrama de escalera en Concept (LD).
4.3.3.3 GRAFICO DE FUNCIONES SECUENCIALES – GRAFCET (SFC)
Gráfico de Funciones Secuenciales (Sequential Function Chart o SFC) también
conocido como “Grafcet” es una herramienta de programación de automatismos
secuenciales creada por AFCET (Association Francaise pour la Cybernetique
Economique et Technique). El objetivo del Grafcet es proporcionar una herramienta
simple y metodológica para la especificación de automatismos secuenciales.
Este método de representación es aceptado en Europa y homologado por varios
países, entre ellos Francia por la norma NFC-03-190 y en Alemania por la norma DIN.
Grafcet resulta especialmente indicado para procesos secuenciales ya que permite
generar programas organizados en pasos.
60
Los gráficos de función secuencial pueden ejecutar varias redes en una conexión
en paralelo o una sola red seleccionada entre varias en una conexión selectiva. La lógica
se ejecuta dentro de un bloque hasta que un evento de transición especificado informa a
la CPU de que debe continuar con el siguiente paso.
Esta funcionalidad ayuda a mejorar la capacidad del sistema, ya que solamente
ejecuta aquellas redes especificadas por los eventos de transición en lugar de
desplazarse linealmente por todas las redes del programa en cada uno de los ciclos.
Grafcet consta de tres elementos principales:
− Etapas
− Transiciones
− Arcos
Una Etapa define un estado en el que se encuentra el automatismo. Se representa
por un cuadrado, y puede estar activada o desactivada. Las etapas de inicio se marcan
con un doble cuadrado.
Una Transición es la condición o condiciones que, conjuntamente con la etapa
anterior, hacen evolucionar el Grafcet de una etapa a la siguiente. Se representa por una
barra horizontal y tiene una condición asociada.
Un Arco es un trazo que une una transición con una etapa o viceversa. Los arcos
deben de ir siempre entre una etapa y una transición, o entre una transición y una etapa.
En la figura 4.12 se representa la estructura de un Grafcet elemental y en la Figura 4.13
su programación en Concept SFC.
Figura 4.12 Vista de grafcet elemental.
61
Grafcet posee las siguientes características:
− Representación diagramada de procesos
− Pasos y transiciones
− Orientado a la actividad del flujo
Figura 4.13 Programación de funciones secuencial en Concept (SFC).
4.3.3.4 TEXTO ESTRUCTURADO (ST)
Los lenguajes descritos anteriormente son apropiados para la resolución de
múltiples aplicaciones. Sin embargo, a medida en que la programación requerida para
una aplicación crece, pueden resultar programas complejos y de difícil mantenimiento.
El lenguaje de texto estructurado tiene por objeto facilitar el diseño del programa
de aplicación, de aplicaciones complejas.
El Texto Estructurado (Structured Text o ST) es un lenguaje de alto nivel
estructurado por bloques con sus raíces en el ADA, Pascal y “C”. Puede ser empleado
para realizar rápidamente sentencias complejas e instrucciones anidadas que manejen
variables con un amplio rango de diferentes tipos de datos, incluyendo valores
analógicos y digitales. También se especifica tipos de datos para el manejo de horas,
fechas y temporizaciones, de gran utilidad en procesos industriales.
62
El lenguaje ST posee soporte para bucles iterativos como Repeat-Until; While-Do,
ejecuciones condicionales empleando sentencias If-Then-Else y funciones como Sqrt(),
Sin() etc.
La programación estructurada consiste en la descomposición de un trabajo en
varias tareas independientes, auto-contenidas y fáciles de comprender. Cada una de
estas tareas se diseña por separado, en alguno de los lenguajes descritos. Un programa
maestro define cuando se ejecuta cada tarea, y controla el conjunto.
Puede ser usado excelentemente para la definición de bloques funcionales muy
complejos, el cual puede ser usado luego dentro de cualquiera de los otros lenguajes. En
la Figura 4.14 se muestra un programa en Concept SFC.
Texto estructurado posee las siguientes características:
− Lenguaje de alto nivel (similar al Basic o Pascal)
− Fácilmente importable/exportable
VAR
TIMER : TON;
END_VAR
TIMER(IN := NOT pulse,
PT := t#1s); (* temporizado *)
pulse := TIMER.Q;
(* contador de pulsos *)
IF pulse = 1 THEN
count := count + 1;
END_IF;
Figura 4.14 Programación en lenguaje estructurado en Concept (SFC).
63
4.3.3.5 LISTA DE INSTRUCCIONES (IL)
Es un modelo de lenguaje ensamblador; procede del alemán Anweisungliste
(AWL) y es usado en Europa.
La lista de instrucciones (IL o AWL) es un lenguaje de bajo nivel. Con IL solo una
operación es permitida por línea (ej. almacenar un valor en un registro).
Con el lenguaje de programación Lista de instrucciones (IL) se pueden llamar
módulos de función y funciones en forma condicional o incondicional, ejecutar
asignaciones y saltos dentro de la sección en forma condicional o incondicional. Con IL
se puede en Concept confeccionar programas y en DFB Concept se pueden confeccionar
DFBs. Los DFBs confeccionados en IL se pueden llamar también en ST, LD y FBD, y
viceversa.
Este lenguaje es adecuado para pequeñas aplicaciones y para optimizar partes de
una aplicación. En la Figura 4.15 se muestra un programa en Concept IL.
La lista de instrucciones posee las siguientes características:
− Lenguaje de texto (similar assembler)
− Aceptación limitada
− Complicado de depurar
VAR
RUN_TIMER : TON;
END_VAR
LD run_light1
ST run_light
LD run_pulse
STN RUN_TIMER.IN
CAL RUN_TIMER(PT := t#1s)
Figura 4.15 Programación en lista de instrucciones en Concept (IL).
64
4.3.4 CREACIÓN DE PROYECTOS EN CONCEPT
La programación de un PLC en Concept tiene lugar en forma jerárquica en
proyectos, configuración del PLC, programas y secciones. En la Figura 4.16 se muestra la
jerarquía para la creación de un proyecto.
Figura 4.16 Jerarquía de programa en Concept.
a) Programa
Un programa está compuesto de una o varias secciones, que describen su
funcionamiento completo (ver Figura 4.17). En el programa se determina la secuencia
del recorrido de las secciones. Además se administran las variables, constantes, literales
y direcciones directas utilizadas.
Para variables, constantes y literales se encuentran diversos tipos de datos a
disposición.
Figura 4.17 Vista de varios programas en diferentes secciones.
PROYECTO
Configuración Programa
Sección 1 Sección 2 Sección n
65
b) Secuencia de ejecuciones de las secciones
El procesado de un programa comienza con la lectura de las señales de hardware
y su envío a la memoria, para luego procesar la lógica de las secciones con los datos
desde esa memoria. En Concept primeramente tiene lugar el procesado de las secciones
LL984 en la secuencia definida en el administrador de segmentos. Luego, tiene lugar la
ejecución de la sección IEC, como se haya definido en la secuencia de ejecuciones de las
secciones, como se muestra en la Figura 4.18. Luego de la ejecución se escribirán los
valores actuales en la memoria. Después se entregarán los valores actuales de las
variables asignadas a una dirección y luego a direcciones directas al hardware. Este
proceso (lectura, trabajado y entrega) se corresponde con un ciclo del programa y se
repite permanentemente.
Figura 4.18 Ventanas de cambio de ordenes de ejecuciones de secciones.
66
c) Variables
Las variables sirven para el intercambio de datos dentro de las secciones, entre
varias secciones, entre el programa y el PLC (ver diagrama de bloques Figura 4.19).
Figura 4.19 Intercambio de datos a través de variables entre secciones.
Las variables se declaran mediante el comando de menú: Proyecto → Declaración
de variables.
Si se le asigna a la variable una dirección, se habla de una “Located Variable”.
En el caso de que a la variable no se le otorgue ninguna dirección, se habla de una
“Unlocated Variable”.
Si se le asigna a la variable un tipo de datos derivado, se habla de una “Variable
de Elementos Múltiples”. Existen además constantes y literales.
Programa
Sección A
FFB_X
X
Sección B
FFB_Y
X
Variable X
67
4.3.5 CONFIGURACIÓN DEL PLC
La configuración del PLC es la interfaz entre el programa y el hardware.
La configuración del sistema tiene amplias consecuencias que influyen en la
modalidad de trabajo total del controlador. Aquí se definen todas las informaciones
específicas de control, así como también las informaciones generales, se asignan las
memorias necesarias y los campos de entrada/salida.
Durante la primera configuración, se deben ingresar las especificaciones
fundamentales que conciernen al PLC, como ser tipo de PLC y memoria.
Los datos de configuración se componen básicamente de la lista de dotación y la
indicación de los rangos de direcciones para el programa.
Una configuración se refiere siempre a un proyecto, o sea, el comando de menú
“Configuración del PLC” estará recién disponible, cuando se haya abierto un proyecto.
Se puede realizar una configuración del hardware en las modalidades fuera de
línea y en línea.
Esta configuración se almacena y se puede cargar al programa de simulación SIM
Concept o en un PLC.
Se debe tener en cuenta los direccionamientos de E/S de los módulos, en las
referencias permitidas:
- Para módulos de entrada analógicos se pueden asignar solo referencias 3x
- Para módulos de salida analógicos se pueden asignar solo referencias 4x
- Para módulos de entrada digitales se pueden asignar referencias 3x ó 1x
- Para módulos de salida digitales se pueden asignar referencias 4x ó 0x
68
4.3.5.1 CONFIGURACIÓN VÁLIDA
Para una configuración válida del hardware tienen que tener lugar los siguientes
ingresos:
- Tipo de CPU
- Rangos de direcciones
- Archivos cargables
- Administrador de segmentos
- Dotación de E/S
a) Tipo de CPU: Aquí se selecciona, de acuerdo a la aplicación, la CPU que
corresponda al hardware y al tamaño de la memoria requerida por el proyecto.
b) Rangos de direcciones: Para la confección del programa se debe ingresar
rangos de direcciones suficientes para la cantidad necesaria de bits de entrada,
bits de salida/marca, palabras de entrada y palabras de salida/marca.
c) Archivos carcagabes (Loadables): Los archivos cargables (elementos de
programación) sirven para el intercambio de datos con el lenguaje de
programación IEC, y se deben cargar en el PLC, en dependencia de la CPU.
Existen archivos cargables depositados en el subdirectorio de Concept dat, y que
se pueden agregar para la instalación, mediante el botón de comando Expandir..., en el
cuadro de diálogo “cargables”.
Se dispone de los siguientes archivos cargables:
- En el caso de utilizar CPU con procesador matemático, se debe instalar el par
@1S7 + V196
- En el caso de utilizar CPU sin procesador matemático, se debe instalar el par
@1SE V196 + @2IE V196
- Para una configuración de un InterBus–S, se debe instalar el ULEX V196
- Para la utilización de la función Hot Standby en el configurador, se debe
instalar el CHS
69
4.3.5.2 ADMINISTRADOR DE SEGMENTOS
Cada estación de E/S está asignada a una sección. Por lo tanto no se deben
ingresar menos secciones en el administrador de segmentos, que estaciones de E/S
remotas configuradas en la dotación de E/S. En el administrador de segmentos está
determinado en forma standard la cantidad máxima de secciones de 32.
El configurador verifica la concordancia entre ambos diálogos y ordena las
estaciones de E/S en el administrador de segmentos. Se informará a través de una
ventana, cuales estaciones de E/S se han insertado.
Se puede modificar la secuencia para el procesado de las secciones, editando
directamente en la línea el número de sección (segmento) o los números de estaciones de
E/S. Para la estación de E/S local se asienta automáticamente el 1 en la primera línea del
cuadro de diálogo en las columnas estación de entradas y estación de salidas.
Si no se define ninguna secuencia, se procesarán las secciones en secuencia
ascendente.
Se puede ordenar en el administrador de segmentos las estaciones de E/S que se
agregan, de acuerdo a los siguientes criterios:
- La nueva estación de E/S se inserta automáticamente detrás de la última línea
disponible
- Si ya se han utilizado todas las secciones determinadas, se utilizará
nuevamente la última sección para asentar la nueva estación de E/S
En el ajuste del administrador de segmentos son posibles los siguientes tipos de
procesamiento:
- Continuo = procesado cíclico
- Controlado = procesado comandado por el usuario
- Reposicionar WDT = procesado a través del temporizador Watchdog
- Final de la lógica = final del procesado
70
Se admiten solamente números de referencia 0x y 1x, que determinan cuando
será procesada la lógica para la correspondiente sección. Los campos estación de entrada
y salida permiten el ingreso de los correspondientes números de estaciones de E/S, que
deberán ser configurados.
Si se borra una estación de E/S remota en el cuadro de diálogo dotación de E/S,
se eliminará automáticamente la mencionada estación de E/S en todo el administrador
de segmentos de las columnas estaciones de entrada y salidas.
4.3.5.3 DOTACIÓN DE ENTRADAS Y SALIDAS
En la dotación de entradas y salidas, se pueden configurar las siguientes
estaciones como se muestra en la Figura 4.20:
- E/S Quantum
- E/S 800
- SY/MAX
- Bus a distancia (IBS)
Figura 4.20 Vista de dotación de E/S en Concept.
71
4.3.6 CONFECCIÓN DE UN PROYECTO
Finalmente para la confección de un proyecto en Concept, ésta se extiende a
través de 7 pasos fundamentales:
Paso 1 Inicio de Concept
- Arrancar Concept desde Windows
- Generar, mediante “nuevo proyecto” desde el menú archivo, un nuevo
proyecto
- En caso de correcciones, ampliaciones etc. se podrá luego abrir ese proyecto
mediante “abrir proyecto”
Paso 2 Configuración del PLC
- Mediante configuración del PLC se determina la configuración del hardware:
- Tipo de CPU
- E/S remota (RIO)
- E/S distribuida (DIO)
- E/S local
- Comunicación
Paso 3 Programación
- Confeccionar una o varias secciones en uno de los lenguajes disponibles,
mediante “nueva sección”
- Confeccionar, mediante los comandos de menú del menú principal “objetos”
un programa independiente del hardware
- Determinar la secuencia de ejecuciones de los FFBs y secciones
Paso 4 Guardado
- Por primera vez almacenar el proyecto, mediante “guardar proyecto como”, y
se le debe otorgar un nombre (name.prj = nombre del proyecto). Para las
próximas veces bastará oprimir “guardar”
72
Paso 5. Cargar y verificar
- Establecer la conexión entre PC y PLC, mediante “conectar”
- Cargar el proyecto en el PLC
- Arrancar el PLC
- Verificar el programa mediante las funciones de “test online”
- Eliminar los eventuales errores en el programa
- Cargar las secciones modificadas en el PLC, mediante “cargar modificaciones”
Paso 6 Optimizar y separar
- Luego de reiteradas cargas de modificaciones se recomienda optimizar la
ocupación de la memoria de programa y el programa optimizado cargarlo
nuevamente en el PLC
- Controlar el tamaño de la memoria de datos del programa y eventualmente
adaptar este tamaño
- Luego de tener lugar la carga, verificación y eventualmente el optimado, se
puede, mediante Desconectar, separar el PC del PLC. El programa funcionará
ahora off-line
Paso 7 Documentación
- Confeccionar una documentación completa del proyecto
4.3.7 ASIGNACIÓN DE DIRECCIONES EN CONCEPT
Puesto que en un programa lógico existen una combinación de bobinas, contactos
y bloques funcionales con registros, se hace necesario que a cada elemento se le asigne
un “nombre”, pero considerando que el PLC es una unidad electrónica se hace más
conveniente asignarle a cada elemento o registro además del nombre un número, el cual
consistirá de una cifra de 6 dígitos.
A este número se le llama dirección. De los 6 dígitos que componen la asignación
de dirección de cada elemento o registro, el primero de ellos (dígito izquierdo) indica
que tipo de elemento o registro.
73
La asignación de direcciones se realiza en la etapa de “Configuración” del
controlador programable.
Para el PLC en Concept, solo existen los siguientes 4 tipos de direcciones:
0XXXXX : Dirección de salidas digitales, salidas físicas y de programa
1XXXXX : Dirección de entradas digitales
3XXXXX : Dirección de entradas análogas
4XXXXX : Dirección de registros de almacenamiento internos y salidas
análogas
4.3.7.1 DIRECCIÓN 0XXXXX
Dirección de las salidas digitales, salidas de programas y de comunicación. Si
bien el PLC Modicon, trae un rango predeterminado desde 000001 a 001536, este puede
ser aumentado.
A continuación se describen los diversos tipos de salidas:
a) Salidas Físicas E/S Map: Se define como física, a todas las salidas que tengan
una tarjeta de salida asociada en el E/S Map, y por ende realicen alguna
acción directa sobre dispositivos de terreno.
b) Salidas Internas: Se define como bobina interna, toda aquella que no tiene
una tarjeta de salida asociada y por ende es utilizada principalmente en
programación, sin generar una acción directa sobre dispositivos en terreno.
c) Salidas de Comunicación: Definidas como direcciones de memoria, donde se
referencia todas las posiciones utilizadas en el proceso de comunicación entre
el programa y los periféricos de supervisión, intercambiando datos digitales
tales como alarmas, estados, comandos de operación y de reconocimiento.
74
4.3.7.2 DIRECCIÓN 1XXXXX
Dirección de memoria donde se ubican todas las entradas de tipo digital
(On/Off), trae un rango predeterminado desde 100001 a 10512. Estas señales provienen
siempre desde los dispositivos de terreno como señales de tensión en los rangos de
+-24VDC, 0 a 120 VAC, 0 a 230 VAC, TTL, etc.
4.3.7.3 DIRECCIÓN 3XXXXX
Dirección de memoria donde se ubican todas las entradas de tipo análogo, trae un
rango predeterminado desde 300001 a 300512. Esta dirección ocupa siempre una palabra
de memoria para su almacenamiento. Vienen siempre desde los dispositivos de terreno
como señales de: +-20 mA, 4-20 mA, 1-5 VDC, +-10 VDC etc.
Las señales de tipo análogo son convertidas a través de un conversor A/D,
formándose una palabra binaria de 11 bit más un presigno.
4.3.7.4 DIRECCIÓN 4XXXXX
Dirección de memoria que es utilizada para referenciar los registros para cálculos
y resultados tales como temporizaciones, contadores, funciones matemáticas, bloques
PID, etc.
Además la dirección 4XXXXX es utilizada como salida análoga que a partir de
400001 a 401872 cuentas, generan en módulos de salida 4-20 mA, +-5 VDC, +-10VDC.
Adicionalmente, la dirección 4XXXXX puede ser ocupada como un registro para
lectura o escritura de datos a través de la comunicación MB o MB+.
75
4.3.8 TIPOS DE PLC EN LOS QUE SE PUEDE PROGRAMAR CONCEPT
No todas las CPUs que se utilizan en los PLC’s de MODICON pueden ser
utilizados en Concept. Las CPUs que se pueden programar en Concept son los
siguientes (ver Figura 4.21):
- Quantum
- Momentum
- Compacto
Figura 4.21 PLC’s que se pueden programar en Concept.
CAPÍTULO 5
SISTEMA DE
SEGURIDAD
76
5. SISTEMA DE SEGURIDAD
La función del sistema de seguridad es monitorear la operación del proceso o
unidades de generación de vapor y transferirlo a una condición segura en caso de que
sobrepasen los límites de operación segura (Sistema de Paro de Emergencia –
Emergency Shut Down, ESD).
En este capítulo se describirá la implementación del sistema de alarmas y paradas
de emergencia asociadas a los PLCs para el nuevo sistema de seguridad.
5.1 SISTEMA DE SEGURIDAD ACTUAL EN CALDERAS
Actualmente en Planta Cullen, el sistema de seguridad de las calderas consiste en
acciones de monitoreo y control como ser:
- Monitoreo de señales de nivel de agua de cada caldera
- Operación de los ventiladores por caldera
- Baja presión de gas combustible general y local
- Falla de los controladores
- Ausencia de energía eléctrica
- etc.
Las alarmas se encuentran supervisadas mediante 3 PLC’s (uno por cada caldera),
los cuales tienen la misión de activar las alarmas o detener el funcionamiento de las
calderas en conjunto o individualmente si la condición así lo requiere.
Cada vez que ocurre una parada de emergencia (shut down) en una caldera, el
PLC asociado a ésta, actúa sobre una válvula de dos posiciones del tipo on/off, cortando
el suministro de gas combustible y a la vez activa una alarma sonora y otra visual en un
panel de alarmas.
77
Figura 5.1 Válvulas de corte y control de gas combustible.
Figura 5.2 Bocina de aviso de alarma y parada de emergencia.
Figura 5.3 Panel visual de alarmas y paradas de emergencia.
control
78
Las diferentes paradas de emergencia están dadas por:
a) Baja presión de gas combustible general
Si se produce una baja de presión en el gas combustible resulta imposible operar
los equipos y realizar los procesos asociados que requieren de gas.
Si la presión de la línea principal de gas combustible proveniente de la línea de
procesos baja de 12 psi, actúa un solenoide que ventea la presión del diafragma
de la válvula motora, cerrándola y cortando todo el suministro de gas. Sólo
cuando la presión sobrepase los 18 psi, el sistema entra en forma automática en
servicio (ver Figura 5.4).
La medición de presión de gas combustible general se realiza a través de un
transmisor de presión del tipo electrónico inteligente, el que entrega una corriente
de 4 a 20 mA proporcional a la presión sensada y una señal digital con fines de
recalibración, detección de fallas, etc..
Figura 5.4 Parada de emergencia por baja presión de gas combustible general.
79
b) Baja presión de gas combustible por caldera
Cada caldera posee su propio sistema de seguridad por baja presión de gas
combustible, la cual no puede bajar mas allá de 2.9 psi. Bajo esta presión el
controlador de proporción de cada caldera procederá a detenerla.
La medición de presión de gas combustible por caldera se realiza a través de
transmisor de presión del tipo electrónico, que entrega una corriente proporcional a la
presión sensada.
c) Detención de turboventiladores
Para detectar cualquier tipo de detención de los turboventiladores, existen
transmisores diferenciales que detectan cualquier falla en la operación del tiraje o
problemas en la presión diferencial, mediante dos tomas de presión: una antes y
después del turboventilador.
La función del turboventilador es la extracción de los gases quemados en el hogar
de la caldera, formando una presión de vacío en el interior del mismo y una
presión positiva aguas abajo del turboventilador, si no se mantiene esta condición
la caldera se apaga producto de que los gases de la combustión quedan dentro
del hogar y la caldera se ahoga, por no ingresar aire limpio para la combustión.
d) Falla de controladores
Cuando un controlador principal, ya sea maestro o de relación falla éste pasa al
controlador redundante, al detectarse la falla se produce una parada de emergencia.
El sistema de control y supervisión dispone de los siguientes controladores:
– 1 principal master
– 1 principal de relación por cada caldera
– 1 principal auxiliar
– 1 auxiliar de relación por cada caldera
80
e) Bajo nivel de agua domo
Si el domo superior se secara, se produciría una rotura de éste, por lo que no debe
de permitirse que se quede sin agua, luego es necesaria una parada de emergencia para
esta condición
La medición del nivel de agua domo por caldera se realiza midiendo éste con
transmisores diferenciales, los que entregan una corriente proporcional, dentro de un
margen preestablecido, del nivel de agua de la caldera.
Figura 5.5 Parada de emergencia por bajo nivel del domo.
f) Botonera local
En la caseta del operador hay tres botoneras, una para cada caldera, las cuales
pueden ser accionadas en forma manual e independiente en caso de ser necesario,
ejemplo rotura de tubo en el interior de la caldera 1. Esas botoneras tienen como función
detener la caldera accionando la válvula de corte de gas combustible.
81
Una señal de alarma en sala de calderas, resulta en un aviso en el panel de
alarmas y una señal sonora que avisa al personal de planta un evento de falla en las
calderas.
Las alarmas de seguridad están dadas por:
a) Bajo nivel del desaireador
Cuando la señal de aire que envía el controlador de nivel (level-trol) del
desaireador, al actuador de la válvula que lo alimenta, es superior a 12 psi, opera
una alarma. Teniendo presente que el nivel de agua del desaireador está en su
punto medio, ésta demoraría 12 min. en vaciarse, asumiendo un consumo, de
90.000 Lbs/hr. de las calderas (ver Figura 5.6).
Figura 5.6 Alarma por bajo nivel del desaireador.
b) Baja presión de vapor en línea general
Cuando ocurre una baja de presión en la línea general de vapor y llega a los 580
psi, se envía una señal al tablero que indica una alarma luminosa y además una sonora.
La medición de presión de vapor se realiza a través de transmisor de presión del
tipo electrónico, que entrega una corriente proporcional a la presión sensada.
82
c) Baja presión de suministro agua a calderas
Las bombas 29 A y B son las encargadas del suministro de agua tratada a las
calderas, en la línea principal de suministro de agua se sensa la presión y cuando ésta
llega a los 36 Kg/cm2 se indica la alarma y suena la sirena.
d) Falla de energía
Todo el sistema está diseñado para trabajar en 24 VDC, para esto se cuenta con un
banco de baterías con una autonomía de a lo menos 12 horas, con sus respectivas fuentes
de poder, para mantener y cargar este banco y el sistema en general.
En caso de que se produzca un fallo en la energía el PLC enviará una alarma de
fallo de ésta.
En las Tabla 5.1 y 5.2 se muestran el listado de las alarmas y paradas de
emergencias desplegadas en el panel.
Alarmas Mensaje
1 Falla de Transmisor de Vapor - Principal2 Falla de Transmisor de Vapor - Principal3 Falla de Transmisor de Vapor - Auxiliar4 Baja Presión de Vapor General5 Bajo Caudal de Vapor - Calderas 1-2-36 Bajo Nivel Desaireador7 Falla de Energía Eléctrica8 Baja presión de Suministro de Agua Calderas9 Falla de Sistema de Seguridad
Tabla 5.1 Señales de alarmas emergencias en calderas.
83
Paradas de emergencia Mensaje
1 Falla de los Turbo Ventilador - Caldera 12 Falla de los Turbo Ventilador - Caldera 23 Falla de los Turbo Ventilador - Caldera 34 Bajo Nivel de Agua Domo - Caldera 15 Bajo Nivel de Agua Domo - Caldera 26 Bajo Nivel de Agua Domo - Caldera 37 Baja Presión de Gas Combustible General8 Baja Presión de Gas Combustible - Caldera 19 Baja Presión de Gas Combustible - Caldera 210 Baja Presión de Gas Combustible - Caldera 311 Falla de Controlador Principal - Master12 Falla de Controlador Principal - Caldera 113 Falla de Controlador Principal - Caldera 214 Falla de Controlador Principal - Caldera 315 Falla de Controlador Auxiliar - Master16 Falla de Controlador Auxiliar - Caldera 117 Falla de Controlador Auxiliar - Caldera 218 Falla de Controlador Auxiliar - Caldera 319 Local (mediante botonera) - Caldera 120 Local (mediante botonera) - Caldera 221 Local (mediante botonera) - Caldera 3
Tabla 5.2 Señales de paradas de emergencias en calderas.
5.1.1 SISTEMA DE SEGURIDAD BASADO EN PLC´S
El Sistemas de Seguridad actual de las unidades generadoras de vapor ésta
basado en el uso del PLC, Gould modelo PC-0085, restringido solo al control de estados
de los sistemas de control y supervisión de las calderas, esto es: sensa señales discretas,
y análogas las cuales son controladas de acuerdo a set points predefinidos incluyendo el
monitoreo del sistema.
Actualmente se encuentran instalados 4 PLC´s de este tipo, uno por caldera, más
uno general, todos estos para mantener la independencia de las calderas, pudiéndose en
caso de emergencia, transferir las señales a otro PLC, modificando el programa de éste
para tal efecto, mientras se repara el que se encuentra fuera de servicio.
84
El equipo está montado sobre un bastidor o base de ensamblaje (Chasis o Rack)
sobre el cual están instalados:
– CPU PC0085
– Módulos de entrada DI1133 – AC120
– Módulos de salida DO1136
– Modulo de comunicación PE0035
5.1.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA MODICON PC-0085
Cada PLC por caldera se encuentra configurado en base a cinco módulos:
1.- Unidad controladora PC-0085
2.- Módulo de comunicación PE-0035
3.- Unidad de entrada discreta DI-1133
4.- Unidad de salida discreta DO-1136
5.- Unidad de entrada análoga AC-1120
la Figura 5.7 muestra la configuracion de hardware de los PLC’s.
Figura 5.3 Vista del sistema Modicon PC-0085.
Figura 5.7 Vista de ubicación de módulos de PLC seguridad.
5.1.3 PROGRAMACIÓN DEL ACTUAL SISTEMA DE SEGURIDAD
El actual sistema de seguridad PC-0085 utiliza instrucciones derivadas de las
operaciones del álgebra de Boole (AND, OR y NOT). Cada instrucción está formada por
un mnemónico (abreviatura que representa una función) y tienen uno o más
argumentos (variables que sirven como entrada a la función).
PE -
0035
PC -
0085
DI -
113
3
DI -
113
3
DO
- 11
36
A C
- 112
0
A C
- 112
0
85
Para extraer los programas completos de cada una de las calderas se procedió a
traducir todo el programa al lenguaje de escalera de manera de hacer más fácil la
programación del nuevo PLC y así también, ocupar los mismos elementos de
instrumentación y control y reducir el costo del proyecto.
5.2 MODERNIZACIÓN SISTEMA DE SEGURIDAD
El sistema de seguridad propuesto para reemplazar el existente, se diseñó de tal
manera que cumple con las mismas características que posee el actual sistema, pero
utilizando nueva tecnología. Además, se propone el uso del software de programación
Concept IEC, para ir introduciendo este nuevo software en la empresa, ya que es un
software que recién se está comenzando a utilizar en mantenimiento eléctrico isla, así
como sus diversos tipos de lenguajes.
Debido a las características que posee el nuevo software, se analizó también las
características de hardware del programa, para posteriormente proponer el PLC
adecuado, ya que el software trae consigo varios requerimientos, que si no se cumplen
no es posible ocuparlo en cualquier arquitectura de PLC.
5.2.1 SISTEMA DE SEGURIDAD REDUNDANTE
Las paradas por avería o por trabajos de mantenimiento son sumamente costosas.
Aplicando equipos de alta disponibilidad, es decir tolerantes a fallos, se reduce
drásticamente el riesgo de paradas indeseadas de producción. El mayor precio de tales
sistemas no es relevante si se compara con el potencial de ahorro resultante. Además
existen numerosas aplicaciones que plantean exigencias rigurosas en materia de
seguridad para personas, máquinas, medio ambiente y procesos; que requieren PLC’s
de seguridad con sistema redundante.
86
Cuando se controlan procesos o máquinas donde las condiciones de operación
deben ser supervisados y controlados constantemente para evitar daños al producto
elaborado, las instalaciones o las personas, se tiene que asegurar el funcionamiento
perfecto de los equipos que lo controlan, principalmente el PLC.
Redundancia implica duplicación, triplicación, etc., de uno o varios componentes
de un sistema que cumple la misma función, asociado a la protección de los equipos o
sistema de control.
Según la norma DIN 40.41, se define como redundancia la existencia de más
medios en condiciones de funcionar en una unidad determinada, de los que serían
necesarios para el cumplimiento de la función requerida.
Así, se encuentra con la duplicación, triplicación, etc., de uno o varios
componentes del PLC: la CPU, la fuente de alimentación, los buses de comunicaciones,
las entradas/salidas, etc. Se mejora la tolerancia a fallos en el sistema
5.2.2 SELECCIÓN DEL PLC
Los criterios básicos para la elección del PLC estuvieron asociados a soporte
técnico de la disponibilidad del personal de mantenimiento para reducir horas/hombre
en capacitación, costos y adiestramiento. Además se optó por los requerimientos del
software Concept IEC, que acepta tres tipos de PLCs Quantum, Momentum y
Compacto.
Para implementar un sistema de seguridad redundante con Concept, solo se
puede realizar con el sistema Hot Standby de Quantum. Este sistema es conocido en la
Empresa Nacional de Petróleo y se ha implementado en otras aplicaciones, por lo tanto
se seleccionó el PLC Quantum de MODICON.
87
5.2.2.1 SISTEMA HOT STANDBY DE QUANTUM
El sistema Hot Standby de Quantum propuesto para sustituir el actual sistema de
seguridad de calderas Cullen, cubre los requerimientos de una redundancia total en
procesadores y funciones de comunicación combinadas.
El sistema de Hot Standby de Quantum está diseñado para la utilización en casos
en los que no es admisible la existencia de tiempos muertos, proporcionando alta
disponibilidad mediante redundancia. Se deben configurar dos bastidores con el mismo
hardware y software.
Uno de los PLC actúa como el controlador primario. Hace funcionar la aplicación
analizando la lógica de aplicación y operando E/S remotas.
El otro PLC funciona como el controlador Standby. El controlador primario
actualiza al Standby después de cada análisis. El controlador Standby está listo para
asumir el control dentro de un ciclo si falla el controlador primario.
Los estados primarios y standby son intercambiables. Se puede programar
cualquiera de los controladores en estado primario, pero el otro debe estar en estado
standby. El controlador primario siempre opera la red remota de E/S.
Se debe dejar en claro que un sistema Hot Standby de Quantum sólo trabaja con
E/S remotas, y no lo hace con E/S locales o distribuidas (DIO).
88
5.2.2.2 COMPONENTES DE HARDWARE DEL SISTEMA HOT STANDBY
Un sistema Hot Standby Quantum necesita dos bastidores, cada uno de ellos con
al menos cuatro slots. Los bastidores deben estar equipados con módulos Quantum
idénticos y compatibles como ser:
- CPU
- Procesador de módulo de comunicaciones de E/S remotas
- Módulo Hot Standby CHS 110
- Cables
- Fuente de alimentación
La Figura 5.8 muestra los componentes de hardware del sistema Hot Standby
Quantum propuesto.
CPS
-214
-00
PS
CPU
-434
-12A
CRP
-932
-00
CH
S-21
0-00
CHSPLC RIO
CPU
-434
-12A
CH
S-21
0-00
CPS
-214
-00
PS PLC CHSC
RP-9
32-0
0RIO
Figura 5.8 Arquitectura redundante, para el nuevo sistema de seguridad.
89
La Figura 5.9 muestra el panel frontal del módulo Hot Standby 140 CHS 110 00.
Panel de visualización LED
Conmutador llaveConmutador deslizante de designación A/BBotón de actualización de programaConector de cabletransmisor
Puerta frontal extraible
CHS 110 00140
Hot Standby
Número de modeloDescripción del móduloCódigo de color Etiqueta de identificación
Network
Node
Conector de cablereceptor
Transmit
Receive
Figura 5.9 Módulo Hot Standby 140 CHS 110 00.
La Figura 5.10 muestra la descripción e indicación del LED en el módulo.
Ready
Com ActPrimary
Standby
Com Err
Figura 5.10 LED Indicador en CHS 110.
La Tabla 5.3 muestra los códigos que se generan en el LED indicador, para el
módulo Hot Standby 140 CHS 110 00.
90
Indicador Color Mensaje
Ready Verde Si es continuo, se está suministrando alimentación al módulo y sehan pasado las pruebas de diagnóstico interno iniciales. Siparpadea, el módulo está intentando recuperarse de un error deinterfase.
Com Act Verde Si es continuo, los módulos CHS 110 están comunicando. Siparpadea, se ha detectado un error.
Primary Verde El módulo es el controlador primarioCom Err Rojo El módulo está reintentando realizar comunicaciones CHS o se ha
detectado un fallo en las comunicaciones CHS.
Standby Amarillo Si es continuo, el módulo es el controlador standby y está listo paraasumir la función primaria si es necesario. Si parpadea, hay unaactualización del programa en curso.
Tabla 5.3 Códigos en el LED indicador en Hot Standby 140 CHS 110 00.
Debajo de la pantalla LED de la superficie del panel de control CHS 110 se
encuentra un conmutador llave. Tiene tres posiciones: Off Line, Xfer (transferencia) y
Run. Es posible utilizar este conmutador para forzar la transferencia del control de
funciones o para copiar el programa completo desde el controlador primario al standby.
La Figura 5.11 muestra el conmutador llave de funciones con las tres posiciones.
Off Line, Xfer y Run.
Run
OffLine Xfer
Figura 5.11 Conmutador llave de funciones CHS 110.
91
En la Tabla 5.4 se presentan las características del módulo CHS 110 00.
Descarga electrostática (IEC 801-2) 8 kV aire/ 4 kV contactoInmunidad a radiaciones (IEC 801-3) 27 - 1000 MHz, 10 V/mCorriente de bus necesaria (Típica) 700 mA
Temperatura 0 a 60 ºCHumedad 0 a 95% humedad relativa sin condensación a 60ºAltitud 4.500 m (15.000 pies)Vibración 10 - 57 Hz a 0,075 mm d.a. 57 - 150 Hz a 1 g
Temperatura -40 a +85 ºCHumedad 0 a 95% humedad relativa sin condensación a 60 ºCCaída libre 1 m sin embalajeGolpe 3 golpes/ eje, 15 g, 11 ms
UL 508CECSA 22.2-142FM Clase I Div 2 pendiente
Normas aprobadas
Eléctricas
Condiciones de funcionamiento
Eléctricas
Condiciones de almacenamiento
Tabla 5.4 Características del módulo Hot Standby 140 CHS 110 00.
5.2.2.3 OPERACIÓN
El modulo Standby posee tres modalidades de funcionamiento:
1. Off-line
2. Transmisión
3. Marcha
1. Off-line
Esta modalidad se utiliza para hacer que el controlador deje de funcionar sin
detenerlo o sin desconectar la alimentación. Si se gira el conmutador de la unidad
primaria a offline, el control pasa a la unidad standby. Si se pone el controlador standby
en offline, el primario seguirá funcionando sin apoyo.
92
2. Transmisión
Esta modalidad se utiliza para solicitar desde el controlador primario una
actualización del programa del controlador standby.
3. Marcha
Cuando el conmutador de llave está en esta posición, el controlador está activado
y está o bien sirviendo como controlador primario, o bien preparado para asumir la
función de primario si es necesario.
5.2.2.4 CABLEADO
Los módulos Hot Standby CHS 110 se conectan con cables de fibra óptica. El
cable tiene dos filamentos idénticos. Cada uno de ellos transmite una señal en una sola
dirección. Por este motivo, cada filamento debe estar conectado entre el puerto superior
(transmisión) de un módulo y el puerto inferior (recepción) del otro.
La Figura 5.12 muestra los módulos Hot Standby CHS 110 conectados mediante
cables de fibra óptica.
Transmisión
Recepción
Transmisión
Recepción
Figura 5.12 Conexión de los cables fibra óptica en CHS 110.
93
5.3 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA MEDIANTE CONCEPT
El Figura 5.13 muestra una pantalla de instalación de instrucciones cargables
(loadables) en Concept IEC.
Figura 5.13 Pantalla de instalación de las instrucciones cargables Concept.
Para ampliar el sistema se debe utilizar la pantalla ampliación de configuración
Concept Hot Standby del siguiente modo:
- Especificar los parámetros en el registro de comando Hot Standby
- Definir un área no transferible para reducir el tiempo de ciclo
Los parámetros establecidos en las pantallas de configuración son aplicados por
los controladores durante el arranque. Se puede modificar los ajustes/comportamiento
del sistema IEC Hot Standby después de haber descargado la configuración en el
controlador.
Para ello, se debe ajustar o restablecer los bits particulares del registro de
comando Hot Standby o bien utilizar los EFB específicos Hot Standby de la biblioteca
del sistema.
La ampliación de configuración ofrece dos casillas de verificación relacionadas
con Hot Standby. Dado que se está utilizando el entorno IEC, se deberá comprobar la
casilla de verificación Hot Standby IEC.
94
Al salir del diálogo Ampliación de configuración haciendo clic en OK, la
instrucción cargable (Loadable) Hot Standby CHS se añade automáticamente al
proyecto. Esta operación requiere que la instrucción cargable forme parte del entorno
Concept. Asimismo, se añade una segunda instrucción cargable denominada IHSB que
es necesaria para la transferencia de programa desde el controlador primario al standby.
Por otro lado, cuando no se comprueba la casilla de verificación Hot Standby IEC,
las instrucciones cargables CHS e IHSB se retiran del proyecto automáticamente.
La Figura 5.14 muestra el cuadro de diálogo Ampliaciones de configuración.
Figura 5.14 Diálogo de ampliaciones de configuración Hot standby.
5.3.1 REGISTRO DE COMANDO
El registro de comando controla distintos parámetros del sistema Hot Standby.
Se especifica en el primer campo de entrada del diálogo Hot Standby. De manera
predeterminada, el registro de comando se establece en 400001. Si se utiliza el registro
400001 en cualquier otro lugar, se debe introducir otro número mayor que 0. El número
que se introduzca se convierte en el registro de comando 4x. Para el caso de la
configuración realizada para el sistema de seguridad de Calderas Cullen, se introduce el
número 100, el registro de comando Hot Standby es 400100, en donde deberá ser parte
del área de la memoria de señal que se transfiere del controlador primario al standby en
cada ciclo (ver Figura 5.15 y Tabla 5.5).
95
Figura 5.15 Vista del registro de comando.
Numero Valor Significado
6 0 Cambia dirección del puerto Mobdus 3 al conmutar3 No cambia dirección del puerto Mobdus 1 al conmutar
7 0 Cambia dirección del puerto Mobdus 2 al conmutar2 No cambia dirección del puerto Mobdus 1 al conmutar
8 0 Cambia dirección del puerto Mobdus 1 al conmutar1 No cambia dirección del puerto Mobdus 1 al conmutar
14 0 Fija controlador B en modalidad OFFLINE1 Fija controlador B en modalidad EN MARCHA
15 0 Fija controlador A en modalidad OFFLINE1 Fija controlador A en modalidad EN MARCHA
16 0 Desactivar sobrescritura de conmutador llave1 Habilitar sobrescritura de conmutador llave
Registro de comando
Tabla 5.5 Significado de casilla del registro de comando.
5.3.2 ÁREA NO TRANSFERIBLE DE LA MEMORIA DE SEÑAL
El área no transferible contiene el registro de estado de Hot Standby, que se
utiliza para vigilar el estado de ambos controladores. Puede incluir otros registros 4x en
el área no transferible para reducir la duración de cada ciclo.
El campo Inicio: se utiliza para especificar el primer registro 4x del área no
transferible.
El campo Longitud: se utiliza para definir el número de registros contiguos que se
incluirán en el bloque no transferible.
96
Si se elige definir un área no transferible, el rango de valores válidos para este
campo es 4... n, donde n es el número de registros 4x configurados. Sin embargo, en el
momento de definir un área no transferible, el registro de comando (primera entrada del
cuadro de diálogo Hot Standby) deberá estar fuera del área no transferible.
5.4 CONFIGURACIÓN DEL PLC QUANTUM EN CONCEPT
Mediante “Configuración” del PLC se ingresa en el proyecto toda la
configuración de hardware.
La configuración del sistema tiene amplias consecuencias que influyen en la
modalidad de trabajo total del controlador. Aquí se definen todas las informaciones
específicas de control, así como también las informaciones generales, se asignan las
memorias necesarias y los campos de entrada/salida. Durante la primera configuración,
se ingresan algunas especificaciones fundamentales que conciernen al PLC, como ser
tipo de PLC y memoria. Se admiten solamente las configuraciones válidas.
5.4.1 PREPARATIVOS PARA LA CONFIGURACIÓN
Una configuración se refiere siempre a un proyecto, o sea, el comando de menú
Configuración del PLC estará recién disponible, cuando se haya abierto el proyecto.
Se puede realizar una configuración del hardware en las modalidades offline y
online.
Esta configuración se almacena y se puede cargar al programa de simulación SIM
Concept o en una instalación de automatización. Para la transferencia de la
configuración en el PLC se debe desactivar el SIM Concept.
Los direccionamientos de E/S de los módulos de referencias permitidos son:
- Para módulos de entrada analógicos se pueden asentar solo referencias 3x
- Para módulos de salida analógicos se pueden asentar solo referencias 4x
- Para módulos de entrada digitales se pueden asentar referencias 3x ó 1x
- Para módulos de salida digitales se pueden asentar referencias 4x ó 0x
97
- Para módulos de expertos se pueden asentar referencias de entrada 1x ó 3x y
referencias de salida 0x ó 4x
5.4.2 SELECCIÓN DEL TIPO DE CPU
Para seleccionar el tipo de CPU, esta tiene que cumplir las mismas prestaciones
de CPU existente y además ampliar para futuras modificaciones. Además en el sistema
Hot Standby de Quantum, los tipos de CPUs que soportan los cinco lenguajes IEC 1131,
son solo los dos controladores Quantum High End 140 CPU 434 12 y 140 CPU 534 14.
Por lo cual se optó por elegir la “140 CPU 434 12", que permite satisfacer todas las
necesidades tanto para la programación como para el sistema de seguridad propuesto.
5.4.2.1 SELECCIÓN DEL TIPO DE CPU CON CONCEPT
Llamar en el menú principal Configurar el comando de menú Tipo de CPU.... La
selección de la CPU y del tamaño de memoria tiene lugar en el cuadro de diálogo
Selección de la CPU. Se debe marcar la casilla de verificación
Además se debe instalar apoyo IEC. En este caso tendrá lugar en forma
automática la asignación e instalación de los loadables necesarios para la CPU
seleccionada. El cuadro de diálogo Loadables será abierto, en este caso, solamente en
casos especiales (p.e. instalación de loadables para módulos de expertos).
En la Figura 5.16 se muestra la selección del tipo de CPU 140 CPU 434 12 en
Concept.
98
Figura 5.16 Selección de PLC 140 CPU 434 12.
5.4.3 CONFIGURACIÓN DEL HARDWARE DE SEGURIDAD
Para la programación del sistema redundante que se propone, se requieren dos
estaciones de E/S con el mismo hardware Quantum. Se debe configurar solamente una
de ambas estaciones de E/S idénticas.
Los siguientes pasos, son los que se deben seguir para la configuración del
sistema redundante:
Paso 1 Activar en el cuadro de diálogo Generales (Configurar →Generales...) la
casilla de verificación Redundante.
Paso 2 Ingresar el slot Nr. 4 para el módulo de comunicaciones RIO en el cuadro
de diálogo E/S remtas, lo que a continuación será aceptado en la estación de E/S
local seleccionada.
Paso 3 Seleccionar la conexión de red Local/RIO (slot 4) en el cuadro de lista Ir a.
El slot otorgado en el cuadro de diálogo E/S remotas será visualizado en el
campo de texto como se muestra en la Figura 5.17.
99
Figura 5.17 Ubicación de estación RIO.
Paso 4 Ingresar las estaciones de E/S 1 y 2. La primera estación tiene que ser en
Concept siempre una estación Quantum. Se puede determinar la cantidad de
estaciones de E/S a ser configuradas en el cuadro de diálogo Administrador de
segmentos. Se encuentra ajustado en forma standard la cantidad máxima de 32,
por lo que no es necesario ningún ajuste.
Paso 5 Alcanzar el cuadro de diálogo Estación de E/S Quantum local a través del
botón de comando Editar... de la primera estación de E/S.
La configuración completa del sistema hot standby en Concept se muestra en la
Figura 5.18 y de las entradas y salidas remotas se muestra en la Figura 5.19.
100
Figura 5.18 Configuración del drop local en sistema hot standby.
Figura 5.19 Configuración del drop remoto de E/S.
101
Una vez terminada la configuración de parámetros se muestra en pantalla con el
resumen de las variables con las cuales trabajará el PLC (ver Figura 5.20).
Figura 5.20 Configuración de PLC Quantum en Concept.
5.5 PROGRAMACIÓN DEL NUEVO SISTEMA DE SEGURIDAD
El nuevo sistema de seguridad Quantum propuesto programado en Concept IEC,
se programó en lenguaje de escalera (LD) y además en Diagrama de Funciones en
Bloque (FBD), para dar una alternativa más amplia en la programación del nuevo
sistema de seguridad para el personal de mantenimiento.
Lo que se realizó fue unir los tres programas existentes en los PLC’s de seguridad
para cada caldera y se creó un nuevo programa que tiene la capacidad de operar las tres
calderas en conjunto, dejando independiente los módulos de E/S.
102
5.6 BACKPLANE (BASTIDOR ) PARA PLC QUANTUM
Los Backplanes están diseñados para que puedan ajustar mecánicamente y
conectar eléctricamente todos los módulos Quantum utilizados en las estaciones. El
Backplane contiene una placa de circuito pasivo que permite a los módulos comunicarse
entre sí e identificar sus números de slot sin ajustes adicionales de los conmutadores.
Con el fin de cumplir las características sobre vibraciones y descargas, el bastidor
debe montarse utilizando todos los agujeros de montaje especificados.
El bastidor se monta utilizando hardware estándar (descrito a continuación).
La longitud recomendada para los tornillos de montaje debe oscilar entre: 6 mm -
13 mm. La altura de la cabeza de los tornillos no debe superar 3,5 mm.
La siguiente Tabla 5.6, muestra los Backplanes utilizados para PLC Quantum.
Número de referencia Slots del módulo Peso
140 XBP 002 00 2 0,41 kg140 XBP 003 00 3 0,62 kg140 XBP 004 00 4 0,82 kg140 XBP 006 00 6 1,23 kg140 XBP 010 00 10 2,04 kg140 XBP 016 00 16 3,27 kg
Tabla 5.6 Lista de Backplanes existentes en PLC Quantum.
Para elegir los backplanes utilizados en el proyecto se consideró primero el
backplane donde va a ir montado el sistema Hot Standby, en donde se alojan la fuente
de alimentación, la CPU, el módulo de comunicación y el módulo redundante. Por lo
tanto se necesitan 2 backplanes 140 XBP 004 00, uno para el sistema primario y otro para
el sistema standby (ver Figura 5.21).
103
Tornillos de Puesta a Tierra
290 mm
270 mm
175,5 mm
94,5 mm
10 mm
15 mm
153,72 mm
183,69 mm
Figura 5.21 Backplane 140 XBP 004 00 para módulos Redundantes.
Para entradas y salidas de la seguridad de las calderas, se utilizarán los siguientes
módulos: 1 fuente de poder, 1 módulo de comunicación, 3 módulos de entrada digital, 3
módulos de entrada análoga y 3 módulos de salida a relay. Por lo que el backplane
requerido es el 140 XBP 016 00, que permite alojar hasta 16 módulos Quantum (ver
Figura 5.22).
Tornillos de Puesta a Tierra
270 mm
175,5 mm
94,5 mm
10 mm
15 mm 427,6 mm
213,8 mm
641,4 mm
641,4 mm
Figura 5.22 Backplane 140 XBP 016 00 para módulos de E/S remoto.
El Montaje del sistema completo implementado se muestra en la Figura 5.23.
104
140
DD
I 35
3 0
014
0
24 V
DC
IN
CPS
214
00
140
PS 2
4 V
DC
DD
I 35
3 0
014
0D
AO
842
10
140
140
100
- 230
VA
C10
0 - 2
30 V
AC
DA
O 8
42
1014
0A
CI 0
30 0
014
0
4 - 2
0 M
A
140
AC
I 030
00
4 - 2
0 m
A
140
CH
S 1
10 0
014
014
0C
PS 2
14
0014
0C
RP 9
32 0
014
0C
HS
110
00
140
HO
T ST
AN
DBY
140
CPU
434
12A
486
CO
NTR
OLL
ERC
PS 2
14
0014
0
PS 2
4 V
DC
CRP
932
00
RIO
DR
OP
Max
. 3m
Cab
le C
oaxi
al
Cab
le d
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de
Com
unic
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nN
º 52-
0411
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CPU
434
12A
486
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NTR
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Nº 5
2-04
22-0
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cipa
l
Con
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n
Figu
ra 5
.23
Sist
ema
de P
LC Q
uant
um p
roye
ctad
o.
CPS 214 00
CPU 434 12
CHS 110 00
CRP 932 00
CPS 214 00
CPU 434 12
CHS 110 00
CRP 932 00
CPS 214 00
CRA 932 00
DDI 353 00
DDI 353 00
DDI 353 00
DAO 842 10
DAO 842 10
DAO 842 10
ACI 030 00
ACI 030 00
ACI 030 00
105
5.7 PLANOS DE PROYECTO FINAL
Esta etapa consistió en traspasar toda la información obtenida durante el
desarrollo de la presente tesis, al dibujo de planos (CD-ROM) utilizando la simbología
establecida por la norma y en una escala apropiada.
Para el presente proyecto se realizaron las siguientes láminas (ver Tabla 5.7).
LAMINA DESCRIPCIÓN
1 de 12 Planta Caldera Cullen - Regleta Conexiones PC 00852 de 12 Planta Caldera Cullen - Sistema de seguridad PC-0085 3 de 12 Backplanes PLC Quantum4 de 12 Módulo de suministro de potencia 140 CPS 214 005 de 12 Módulo CPU Quantum 140 CPU 434 126 de 12 Módulo Hot Standby 140 CHS 110 007 de 12 Módulo de comunicación RIO Drop140 CRP 932 00 8 de 12 Módulo de comunicación RIO Drop140 CRA 932 00 9 de 12 Módulo de entrada digital 140 DDI 353 0010 de 12 Módulo de salida relay 140 DAO 842 1011 de 12 Módulo de entrada analoga 140 ACI 030 0012 de 12 Sistema de seguridad Quantum proyectado
Tabla 5.7 Listado de planos desarrollados en la tesis.
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES
106
6. CONCLUSIONES
A continuación se presentan las conclusiones y recomendaciones más relevantes
del presente trabajo.
El actual sistema de seguridad debido a la criticidad que posee debe ser
actualizado por uno de tecnología actual para realizar el mantenimiento adecuado.
Para la programación del nuevo sistema de seguridad, se extrajo el programa de
los 3 PLC’s y se juntó en un solo programa, de tal manera que el nuevo sistema Hot
Standby pueda manejar adecuadamente las tres calderas.
Al proponer el nuevo sistema Hot Standby de Quantum, se incorpora un sistema
redundante que da respaldo a la seguridad de la planta y es un mecanismo conocido por
el personal de mantenimiento eléctrico de ENAP.
El nuevo sistema de seguridad propuesto está diseñado de modo que no se
realice ningún cambio en la instrumentación asociada, para no hacer más costoso el
proyecto, manteniendo el esquema de los equipos del tablero actual, sin la necesidad de
capacitar a los operadores y personal de mantenimiento a un nuevo sistema de control,
lo que reduce los gastos en formación, mantenimiento y consultoría. Por lo mismo,
cuando se eligieron los módulos de E/S, se seleccionaron con iguales características a los
que ya se encuentran instalados, pero que dispongan de un mayor número de entradas
y salidas, para la posterior ampliación de la planta o aumento en la instrumentación por
caldera.
Para mantener la independencia de las 3 calderas, se eligieron los
correspondientes módulos de E/S por caldera, se configuraron y programaron para
operar en forma independiente.
107
Para implementar un sistema redundante con Concept, se pueden solamente
ocupar dos tipos de CPU de MODICON, la 140 CPU 434 12 y 140 CPU 534 14 de
Quantum.
Concept permite la realización económicamente óptima de las variadas tareas en
las técnicas de accionamientos, así como también de control y regulación, presupone la
aplicación de herramientas de proyectos de altas prestaciones.
Concept es una aplicación para MS–Windows y MS–Windows for Workgroups.
La ventaja de este sistema operativo radica en su difusión mundial, y por consecuencia,
corresponde entre los conocimientos básicos para el utilitario de un computador, las
técnicas de ventanas y el manejo del mouse. Además, MS–Windows permite el uso de
todos los monitores, tarjetas gráficas e impresoras actuales. Por este motivo, el usuario
no se encuentra limitado a una configuración de hardware determinada.
Concept, es un nuevo software de programación, que a futuro puede ser
aprovechado por alumnos o por la empresa para implementar nuevos sistemas de
automatismos mucho más complejos debido a sus variados lenguajes de programación
que posee.
ANEXO
EQUIPAMIENTO FISICO
PLC MODICON
108
I EQUIPAMIENTO FÍSICO DEL PLC MODICON
A continuación se describen los elementos que componen el PLC PC0085 de
Modicon, que se encuentra instalado en la sala de calderas Cullen y además se
procederán a describir las unidades del PLC TSX Quantum de Modicon, que serán
utilizadas para reemplazar al PLC PC-0085.
I.1 CPU
En esta sección se describen las CPUs del Gould Master PC-0085, que es la que se
encuentra instalada actualmente en sala de calderas Cullen, y la CPU TSX QUANTUM
Modelo 434 12, que se propone para el reemplazo de la existente.
I.1.1 CPU GOULD MASTER (GM) PC- 0085
Las características técnicas se muestran en la Tabla I.1.
CPU Capacidad de Memoria 928 Palabras Entradas 12/24 Vdc 16 Puntos Salidas a RELAY 8 PuntosDispositivo de Memoria CMOS RAM Batería de Litio de respaldoTemporizador/contador Total 48 Temporizadores y 48 ContadoresTiempo de barrido (scan time) 6 ms por 1k de lógica de relésSet de instrucciones Relés (N.O., N.C.), bobinas, temporizadores, contadores
saltos, contactos transicionales y comparación,
Tabla I.1 Características técnicas CPU Gould Master PC-0085.
109
La Figura I.1 muestra la CPU Gould Master, donde se aprecia sus terminales de
de comunicación, fuente de alimentación y LEDSs indicadores.
Figura I.1 PLC Gould Master PC-0085.
110
I.1.2 CPU TSX QUANTUM 140 CPU 434 12
Las características que posee esta CPU se presentan en la Tabla I.2:
Ladder Logic 984
Valor binario Registro Registro
extendidoAplicación IEC
Lógica de aplicación/Capacidad64 k palabras
64 k 57 k 96 k 896 k
de referencia
Valor binario
Máximo de palabras de E/Spor estación
Máximo de palabras de E/Spor estaciónCantidad máxima de estacionesremotas (Drops)
Cantidad máxima de redes porsistemaCantidad máxima de interfasesdel módulo de redTemporizador WatchdogTiempo de ciclo lógico
Tipo 3 V, de litioCapacidad
Máximo de 57.766 registros 4XX
Batería
E/S distribuidas3
6
250 ms (ajustable mediante software)
31
0,1 ms/k a 0,5 ms/k
Sólo si: 0XXX = 16 y3XXX = 16
1.200 mAh
Capacidad Referencia64 k: cualquier combinación
E/S locales64 de entrada y 64 de salida 2
E/S remotas64 de entrada y 64 de salida
HabitualProcesador 80486
Coproceador Matemático
Modbus (RS-232)Modbus Plus (RS-485) 1 puerto de red (D-shell de 9 pins)
Corriente de carga de la batería cuando se encuentra desconectado7 microA
2 puerto serie (D-shell de 9 pins)Comunicación
Si
Tabla I.2 Características técnicas de CPU TSX Quantum 140 CPU 434 12.
111
En la Tabla I.3 se entregan las caracteristicas mecánicas de la CPU Quantum las
que sirviran para su posterior montaje.
Peso 1 kg.Dimensiones (alto x ancho x largo) 250 mm x 103,85 mm x 40,34 mmTamaño del conductor 1,63 a 7,35 mm o 1,29 a 6,54 mm máx. 0,81 mm mín.Material (cercamientos y biseles) LexanRequisitos de espacio 1 slot de bastidor
Tabla I.3 Características mecánicas de la CPU Quantum 140 CPU 434 12.
En la Figura I.2 se muestra un diagrama de la CPU TSX Quantum 140 CPU 434 12.
Conector Modbus
Mod
bus
Com
m 2
Conector Modbus Plus M
odbu
sPl
us
Conector Modbus
Mod
bus
Com
m 1
For use with140 CPU 434 12A140 CPU 534 14A
ModbusPlus
Node
Network
Modbus
Modbus
Puerta frontal extraible
Número de modeloDescripción del móduloCódigo de color
Switchs deslizantes
Batería
memprt
start
RTU
mem
stop ASCII
Area de LEDs
CPU 434 12A486 CONTROLLER
140
DateInstalled
memstart
ASCII
RTU
stopmemprt
SW
Batt.
Etiqueta de identificación
Figura I.2 CPU Tsx Quantum 140 CPU 434 12.
112
a) Pantalla de LED A continuación en la Figura I.3 se muestra la descripción e indicación del LED en
la CPU.
Mem Prt
Modbus
Modbus +Error A
Bat LowRun
Ready
Figura I.3 LED indicador en CPU.
La siguiente Tabla I.4 muestra los códigos que se generan en el LED indicador,
para el módulo 140 CPU 434 12.
LEDs Color Indicadores en On
Ready Verde CPU ha superado los diagnósticos de arranqueRun Verde CPU inicializada y logica resuelta Modbus Verde Comunicación activa en puerta Modbus 1 o 2 Modbus + Verde Comunicación activa en puerta Modbus PlusMem Prt Ambar Memoria Protejida contra escrituraBat Low Rojo No hay batería o reemplazar la existenteError A Rojo Indica un error de comunicaciones en el puerto Modbus Plus
Tabla I.4 Códigos en el LED indicador en CPU Quantum 140 CPU 434 12.
b) Switch Panel Frontal
El Switch deslizante se utiliza para seleccionar los ajustes de los parámetros de
comunicación para el puerto Modbus (RS-232). Hay tres opciones disponibles.
La siguiente Figura I.4 muestra las tres opciones que están.
ASCIImemprt
off RTU
no usado mem Figura I.4 Switch panel frontal.
113
Al colocar el conmutador en la posición superior, el puerto asume la
funcionalidad ASCII.
Al colocar el conmutador en la posición intermedia, el puerto asume la
funcionalidad de la unidad terminal remota (RTU).
Al colocar el conmutador en la posición inferior, se podrá asignar parámetros de
comunicación al puerto en el software.
La siguiente Tabla I.5 muestra los parámetros del puerto de comunicación ASCII.
Baudios 2400Paridad Par (even)Bits de datos 7Bits de parada 1Dirección de equipo Ajuste del conmutador rotativo del panel trasero
Parámetros del puerto de comunicación ASCII
Tabla I.5 Parámetros del puerto de comunicación ASCII.
La Tabla I.6 muestra los parámetros del puerto RTU (Unidad de Terminal
Remota). Los parámetros de comunicación ya están establecidos y no se pueden
modificar.
Baudios 9600Paridad Par (even)Bits de datos 8Bits de parada 1Dirección de equipo Ajuste del conmutador rotativo del panel trasero
Parámetros del puerto de comunicación RTU
Tabla I.6 Parámetros del puerto de comunicación RTU.
El hardware de la CPU tiene predeterminada la modalidad bridge cuando el
conmutador del panel frontal tiene establecida la modalidad RTU. Al conectar en red los
controladores, un equipo del panel conectado al puerto Modbus de la CPU podrá
comunicarse no sólo con el controlador al que se encuentra conectado, sino también con
cualquier participante de la red Modbus Plus.
114
A continuación en la Tabla I.7 se muestran los parámetros válidos del puerto de
comunicación.
19.200 1.2009600 6007.200 3004.800 1503.600 134,52.400 1102.000 751.800 50Habilitar/Bloquear
Bits de datosBits de paradaDirección de equipo
Parámetros válidos del puerto de comunicación
Paridad
Impar/Par7/81/21 ... 247
Baudios
Tabla I.7 Parámetros validos del puerto de comunicación.
c) Switch Panel Trasero.
En la siguiente Figura I.5 se muestran los ajustes de SW1 y SW2.
SW1 (Arriba)
SW2 (Ab j ) Figura I.5 Switch panel posterior.
SW2 (abajo)
115
SW1 establece el dígito superior (decenas) de la dirección. SW2 establece el dígito
inferior (unidades) de la dirección.
En la siguiente Tabla I.8 se muestran los ajustes de dirección de SW1 y SW2.
Dirección del Participante SW1 SW2
1 ... 9 0 1 ... 910 ... 19 1 0 ... 920 ... 29 2 0 ... 930 ... 39 3 0 ... 940 ... 49 4 0 ... 950 ... 59 5 0 ... 960 ... 64 6 0 ... 4
Tabla I.8 Ajustes de dirección de SW1 y SW2.
Si se selecciona "0" o una dirección superior a 64, el LED Modbus + se mantendrá
"conectado" de modo fijo para indicar la selección de una dirección inválida.
d) Comunicaciones
La CPU 434 12, cuenta con 3 puertos independientes de comunicación, dos
conectores serial RS-232C de 9 pins que apoyan al protocolo de comunicación Modbus y
un conector serial RS-422 que apoya al protocolo Modbus Plus.
116
I.2 MÓDULOS DE ENTRADA/SALIDA
En esta sección se describen los Módulos de E/S Gould Master PC-0085, que son
los que se encuentran instalados actualmente en sala de Calderas Cullen, y los módulos
de E/S de TSX Quantum de Modicon, que se propone para el reemplazo de los módulos
existentes.
I.2.1 MÓDULO DE ENTRADA DISCRETA DI-1133 (12/24VCC)
Las características técnicas se muestran en la Tabla I.9.
Número entrada 8 puntos (Optoaisladas), 2 grupos de 4Voltaje de entrada nominal 24Vdc, 10mA (Ripple 10%, max)Corriente de entrada nominal 12Vdc, 5mARango de voltaje de entrada 10 ~ 28VdcImpedancia de entrada Aprox. 2.4 KohmsIndicador de entrada LED Rojo, encendido cuando la entrada esta en “ON”Terminal de conexión 11 terminales contacto (8 Entradas I, 2 Comunes)
COMD, 1 Tierra GND)Peso 208 g (0.45 lbs.)
Tabla I.9 Características técnicas del módulo de entrada discreta DI-1133.
Un terminal Común “Comd” es suministrado por cada cuatro terminales de entrada.
Los dos terminales comunes para los dos grupos de entrada están eléctricamente
aislados.
Actualmente existen dos módulos de entrada discreta por caldera uno en
funcionamiento y otro de respaldo (en caso de existir alguna falla en el que se encuentra
operando), como se muestra en la Figura I.6.
117
Figura I.6 Modulo de entrada discreta DI-1133.
Este módulo cuenta con 8 canales de entrada, diseñados para aceptar señales
discretas (on/off), provenientes de Instrumentos de campo. Los 8 circuitos de entrada
están divididos en 2 grupos de 4 canales cada uno.
118
I.2.2 MÓDULO DE ENTRADA DIGITAL 140 DDI 353 00 (24VCC)
Este módulo cuenta con 32 canales de entrada, diseñados para aceptar señales
discretas (on/off), provenientes de Instrumentos de campo. Los 32 circuitos de entrada
están divididos en 4 grupos de 8 canales cada uno. Admite entradas de 24 Vcc y se
utiliza con equipos de salida común negativa (ver Figura I.7).
DDI 353 00140
Area de LEDs
Número de modeloDescripción del móduloCódigo de color
24 vdc In
Tira de Bornerasde Cableado de Campo
Puerta frontal extraible
Etiqueta de identificación
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
2122
2324
2526
2728
2930
3132
3334
3536
3738
39
Figura I.7 Módulo de Entrada Digital Tsx Quantum 140 DDI 353 00 (24 Vcc).
Cuando se realiza el cableado de campo, el tamaño máximo del conductor que se
debe utilizar es 1,63 - 7,35 ó 1,29 - 6,54 mm; el tamaño mínimo es 0,81 mm.
119
En la siguiente Tabla I.10 se muestran las características del módulo de entrada.
Número de entradas 32 en 4 grupos de 8 puntosActive1 ... 32 (verde): indica el estado de la entrada
Direccionamiento necesario 2 palabras de entrada
CON (tensión) +15 ... +30 V CCDES (tensión) -3 ... +5 V CCCON (corriente) 2,0 mA mín.DES (corriente) 0,5 mA máx
Continua 30 V CC1,3 ms 56 V CC de pulso de decrecimiento
DES - CON 1 ms (máx)CON - DES 1 ms (máx)Resistencia interna 2,5 kProtección de entrada Limitada por resistencia
Grupo a grupo 500 V CA eficaces por 1 minutoGrupo a bus 1.780 V CA eficaces por 1 minutoDetección de errores NingunaCorriente de bus requerida 330 mAPotencia de pérdidas 1,7 W + 0,36 W x cantidad de puntos conectados
Interna NingunaExterna A criterio del usuario
LED
Corrientes y tensiones de funcionamiento
Protección con fusibles
Separaciones de potencial
Respuesta
Entrada máxima absoluta
Tabla I.10 Características técnicas del módulo de entrada digital 140 DDI 353 00.
La tira de borneras del cableado de campo (nº 140 XTS 002 00 de Modicon) se
debe pedir por separado (la tira de borneras incluye la puerta extraíble y etiqueta).
120
a) Pantalla LED
En la siguiente Tabla I.11 y Figura I.8 se muestra el indicador LED para el
módulo de entrada digital 140 DDI 353 00.
LED Color Indicación cuando se encuentra conectado
Active Verde Existe comunicación con el bus.F Rojo Se ha detectado un fallo (externo al módulo).1 ... 32 Verde El punto o canal indicado se ha activado.
Tabla I.11 Características técnicas del módulo de entrada digital 140 DDI 353 00.
2526272829303132
1718192021222324
910111213141516
12345678
Active F
Figura I.8 LED Indicador en 140 DDI 353 00.
121
I.2.3 MODULO DE SALIDA RELAY DO-1136
Las características técnicas se muestran en la Tabla I.12 y Figura I.9.
Numero Salida 8 puntos (Aislación Relay), 2 grupos de 4
Dispositivo Salida Relay (un contactor normalmente abierto)
Rango Voltaje Salida 5 ~ 250Vac
5 ~ 50Vdc
Indicador Salida LED Rojo, encendido cuando la entrada esta en “ON”
Resistencia Aislación 10Mohms (entre todos los terminales salida y tierra)
Peso 292 g (0.64 lbs)
Tabla I.12 Características técnicas del módulo de salida relay DO-1136.
Figura I.9 Modulo de salida relay DO-1136.
122
I.2.4 MÓDULO DE SALIDA RELAY 140 DAO 842 10 (220 VAC)
Este módulo cuenta con 16 canales de salida, diseñados para controlar cargas
discretas (on/off). Los 16 circuitos de salida están divididos en 4 grupos de 4 canales
cada uno. Admite salidas de 100 - 230 Vac (ver Figura I.10).
DAO 842 10140
Fusible Cortocircuito
Area LED
Nombre del ModeloDescripción del ModuloCodigo de Color
Puerta removibleRegleta cableado de campo
Puntos 1-4
Puntos 5-8
Puntos 9-12
Puntos 13-16
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
2122
2324
2526
2728
2930
3132
3334
3536
3738
39
DAO 842 10
Etiqueta de identificación
Figura I.10 Módulo de salida relay 140 DAO 843 10 (220 Vac).
Cuando se realiza el cableado de campo, el tamaño máximo del conductor que se
debe utilizar es 1,63 - 7,35 ó 1,29 - 6,54 mm; el tamaño mínimo es 0,81 mm.
123
En la siguiente Tabla I.13 se muestran las características del módulo de salida.
Número de salida 16 en cuatro grupos de 4 puntosActiveF1 ... 16 (verde): indica el estado del punto1 - 4, 5 - 8, 9 - 12, 13 - 16 (rojo): el grupo indicado tieneun fusible quemado o carece de potencia de campo
Direccionamiento necesario 1 palabra de salida
Funcionamiento 85 ... 253 V CA300 V CA durante 10 s400 V CA durante 1 ciclo
Frecuencia 47 ... 63 HzCaída de tensión en estado 1,5 V CACON/puntoCorriente de carga mínima 5 mA
Continua de 4 A, 85 ... 132 V CA eficaces
Continua de 3 A, 170 ... 253 V CA eficaces
Cada grupo Continua de 4Por módulo Continua de 16 A
Por punto
LED
Tensión (eficaz)
Corriente de carga máxima (eficaz)
Máximo absoluto
Tabla I.13 Características técnicas del módulo de salida relay 140 DAO 843 10.
124
a) Pantalla LED
En la siguiente Tabla I.14 y Figura I.11 se muestra el indicador LED para el
módulo de entrada digital 140 DAO 843 10.
LED Color Indicación cuando se encuentra conectado
Active Verde Existe comunicación con el bus.F Rojo Se ha detectado un fallo (externo al módulo).1 ... 16 Verde El punto o canal indicado se ha activado. Tabla I.14 Características técnicas del módulo de salida relay 140 DAO 843 10.
12345678
910111213141516
FActive
Figura I.11 LED Indicador en 140 DAO 843 10.
125
I.2.5 MODULO DE ENTRADA ANÁLOGA AC-1120 (4 – 20 MA)
Las características técnicas se muestran en la Tabla I.15 y Figura I.12.
Numero Entrada 2 puntos, señales análogas A y BCorriente Entrada 4 – 20 mAImpedancia Entrada 250 OhmsIndicador entrada LED Rojo, indicador de Set pointTerminal Conexión 4 terminales contacto (2 Entradas A,B, 1 Común y Tierra
Tabla I.15 Características técnicas del módulo de entrada análoga AC-1120.
Figura I.12 Modulo de entrada análoga AC-1120.
La estructura básica del modulo AC-120 Setpoint, es un comparador de 8
entradas, que acepta hasta dos señales análogas. Por cada señal análoga que es
conectada a los terminales A o B, 4 puntos discretos (o valores de señales análogas)
pueden ser capturadas ajustando el potenciómetro que corresponde al setpoint.
126
I.2.6 MODULO DE ENTRADA ANÁLOGA 140 ACI 030 00
Este es un módulo unipolar de 8 canales de entrada analógica, el cual admite
entradas combinadas de tensión y corriente (ver Figura I.13). Incluye los puentes
necesarios entre la entrada y los terminales de sensado para medir la entrada de
corriente.
140
Fusible Cortocircuito
Area LED
Nombre del ModeloDescripción del ModuloCodigo de Color
Puerta removibleRegleta cableado de campo
Puntos 1-4
Puntos 5-8
Puntos 9-12
Puntos 13-16
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
2122
2324
2526
2728
2930
3132
3334
3536
3738
39
ACI 030 00
Etiqueta de identificación
Figura I.13 Módulo de entrada analógico Tsx Quantum 140 ACI 030 00.
En la Tabla I.16 se muestran las características técnicas del módulo de entrada
análoga 140 ACI 030 00.
127
Número de canales 8 DiferencialesActiveFEste módulo genera una señal de error F si cualquiera de los canales detecta una situación de conductorinterrumpido (4 ... 20 mA únicamente) o de tensión baja (1 ...5 V únicamente).
Direccionamiento 9 palabras de entradanecesario
Rango de medición lineal 1 ... 5 V CCEntrada máxima absoluta 50 V CCImpedancia de entrada > 20 M ohmios
Rango de medición lineal 4 ... 20 mAEntrada máxima absoluta 25 mAImpedancia de entrada 250 ohmios + 0,03%Impedancia de entrada > 20 M ohmiosResolución 12 bitsLinealidad +/- 0.04%Rechazo de modalidad > -72 dB a 60 HzcomúnFiltro de entrada Pasa bajo de un polo, -3 dB desconexión a 15 Hz.
Canal a canal 30 V CC máx.Tiempo de actualización 5 ms para todos los canalesDetección de errores Conductor interrumpido (modalidad 4 ... 20 mA)
o rango detensión baja (1 ... 5 V)
LED
Tensión de entrada
Tensión de funcionamiento
Corriente de entrada
Tabla I.16 Características técnicas del módulo de entrada análoga 140 ACI 030 00.
Nota: Este módulo no necesita calibración.
128
I.3 MÓDULO FUENTE DE ALIMENTACIÓN
I.3.1 MÓDULO FUENTE DE ALIMENTACIÓN 140 CPS 214 00
Este es un módulo de alimentación sumable de 8 A y 24 V CC, el cual permitirá
suministrar la potencia a los diferentes módulos de entrada y salida Quantum vistos
anteriormente.
La siguiente Figura I.14 muestra los componentes del módulo de la fuente de
alimentación.
CPS 214 00140
PS 24 vdc
76
54
32
1
Conector del cableado de campo
Cubierta del conectordel cableado de campo
Puerta extraíbleAreaLED
24 Vcc
24 Vcc
AlarmRelay
1
Cap6
5
4
7
2
3
Etiqueta de identificaciónNombre del ModeloDescripción del ModuloCodigo de Color
Pwr ok
Figura I.14 Módulo de potencia TSX Quantum 140 CPS 214 00.
129
En la siguiente Tabla I.17 se muestran las características para el módulo de la
fuente de alimentación 140 CPS 214 00 PS 24 VCC SUM.
Tensión de entrada 20 ... 30 V CCCorriente de entrada max. 3,8 A máxCorriente de entrada 25 A a 24 V CC. 14 A a 20 V CCOnda de entrada 2,4 V CC máx., 94 ... 189 HzInterrupción de la 1 ms máx. a 24 V CC potencia de entradaProtección con fusibles Se recomienda fusible con retardo de 5,0 A(externa) (Nº de referencia 043502405 o equivalente)
Tensión 5,1 V CCCorriente máxima 08:00 a.m.Protección Sobre corriente, sobre tensión
Conector de cableado de Tira de borneras de 7 puntos campo (Nº de referencia 043503328)
Potencia de pérdidas 6,0 +1,8 x OUT= volts (donde OUT está en amperes)
interna
Estado de funcionamiento Independiente/Sumable
Requisitos de entrada
Salida a bus
General
Tabla I.17 Características técnicas del módulo de potencia 140 CPS 214 00.
Nota: Al cablear el campo del módulo de alimentación, el tamaño máximo para el
conductor debe ser de 1,63 - 7,35 mm o de 1,29 - 6,54 mm y el mínimo de 0,81 mm.
En la Tabla I.18 se muestran las características mecánicas de módulo de potencia
140 CPS 214 00.
Peso 1 kg.Dimensiones (alto x ancho x largo) 250 mm x 103,85 mm x 40,34 mmTamaño del conductor 1,63 a 7,35 mm o 1,29 a 6,54 mm máx. 0,81 mm mín.Material (cercamientos y biseles) LexanRequisitos de espacio 1 slot de bastidor
Tabla I.18 Características mecánicas del 140 CPS 214 00.
130
a) Pantalla LED
En la siguiente Tabla I.19 y Figura I.15 se muestra el indicador LED para el
módulo de fuente de alimentación 140 CPS 214 00.
LED Color Indicación cuando se encuentra conectado
Pwr ok Verde Se está transmitiendo energía al bus. Tabla I.19 Características técnicas del módulo de alimentación 140 CPS 214 00.
Pwr ok
Figura I.15 LED Indicador en 140 CPS 214 00.
b) Esquema de Cableado
En la siguiente Figura I.16 se muestra el esquema de cableado del CPS 214.
1
2
3
4
5
6
7
Alarma de pérdidade potencia
-24 Vcc (Común)
+24 Vcc
+Condensador (opcional)-
Figura I.16 Esquema de cableado CPS 214.
131
BIBLIOGRAFÍA
- Jorge Porcio : Manual Operativo Calderas Planta Cullen, U. Técnica del
Estado. 1977
- Modicon, Inc : PC 0085 Programable controller system user's manual
- Modicon, Inc : Remote I/O cable system planning and installation guide
- Modicon, Inc : PE-0035 Comunications module user's guide
- Modicon, Inc : Ladder logic block library user guide
- Modicon, Inc : Micro ladder logic manual, versión 3.0, november 1995
- Modicon, Inc : Programmer user manual, september 1991
- Foxboro, Chile S.A : Sistemas de procesos de control de procesos
- Bermat S.A : Curso controlador programable “Modicon 984”
- Groupe Schneider : Concept, block library IEC, V 2.2
- Groupe Schneider : Concept, manual user, versión 2.2, 04/98
- Modicon, INC : Quantum Hot Standby Planning and Installation Guide V 3.0
- Modicon, INC : Complete Quantum Catalogue july 2003