¿Qué instrumentos de medición son esenciales para las aplicaciones de procesamiento de hidrocarburos?

Una unidad de procesamiento de hidrocarburos es un lugar implacable para medir cualquier cosa. Entre el tren de precalentamiento y el cabezal de antorcha, un instrumento puede encontrar un fluido de proceso de 400 °C el lunes, un arranque de vacío el martes y una descarga de bomba que sacude un indicador de vidrio para soltarlo el viernes. El gas amargo, las corrientes ricas en hidrógeno, las aminas, la presión cáustica y la presión cíclica llegan a la misma pequeña superficie humedecida: el diafragma, el tubo de Bourdon y la punta del termopozo.

Hemos estado construyendo instrumentos para estas tareas desde 2001 y las preguntas de los ingenieros de refinerías y petroquímicas no han cambiado mucho. ¿Qué sobrevivirá aquí, qué mantendrá la precisión y qué podremos mantener realmente con la tripulación que tenemos? Esta guía explica cómo pensamos acerca de los instrumentos de medición del procesamiento de hidrocarburos, desde el simple manómetro de la bomba hasta el radar de onda guiada del separador.

Por qué el servicio de hidrocarburos castiga a los instrumentos ordinarios

La pieza que falla primero rara vez es el mecanismo. Es el material o la forma en que el instrumento se adaptó a la línea. Un medidor que lee perfectamente en un cabezal de agua nublará su ventana en un hidrotratador si las partes mojadas nunca fueron elegidas para la corriente, y un transmisor que mantiene la calibración en un servicio público limpio puede derivar en una línea de gas amargo donde el diafragma se encuentra desprotegido.

El servicio amargo es el ejemplo clásico. El sulfuro de hidrógeno húmedo por encima de cierta presión parcial ataca los aceros de alta resistencia y puede romper un casquillo o un tubo Bourdon desde adentro hacia afuera, sin ninguna advertencia visible en el dial. Es por eso que las tareas de petróleo y gas generalmente requieren materiales calificados según NACE MR0175 / ISO 15156, razón por la cual mantenemos una gama dedicada de Medidores que cumplen con NACE para servicios de petróleo y gas junto con nuestras líneas estándar de acero inoxidable.

Luego vienen la vibración y la pulsación. Un manómetro montado aguas abajo de una bomba alternativa o una válvula de cierre rápido ve picos de presión muy por encima de la lectura constante, y el indicador comienza a mentir en unos meses. El llenado de líquido, un amortiguador adecuado y una elección sensata de gama solucionan la mayor parte del problema, pero sólo si alguien lo pensó en la etapa de especificación.

Finalmente, está el papeleo: clasificación de área, clase de temperatura, clasificación IP y, para algunos sitios, requisitos de clase marina o de limpieza de oxígeno. Ninguno de estos es difícil por sí solo. Se vuelven difíciles cuando se descubren después de que el instrumento ya está en la tubería.

Medición de presión: la columna vertebral de una unidad de hidrocarburos

Donde un medidor mecánico todavía tiene sentido

Para la indicación local, un medidor mecánico sigue siendo difícil de superar: no hay energía, no hay configuración y cualquier operador puede leerlo en la oscuridad con una linterna. En descargas de bombas, salidas de filtros, válvulas de control aguas arriba y aguas abajo y cabezales de servicios públicos, generalmente recomendamos una caja de acero inoxidable con llenado de líquido, un dial de 100 mm y un rango que sitúa el funcionamiento normal cerca del centro de la escala. Cuando la línea está expuesta a vibraciones de bombas o movimientos sísmicos, un medidor lleno y amortiguado por el movimiento es la diferencia entre un instrumento de cinco años y uno de cinco meses.

Manómetro sísmico lleno de líquido serie YN Para lecturas de presión local en líneas vibrantes o pulsantes, este manómetro lleno de líquido ofrece diámetros de 40 a 150 mm y protección IP65. Ver producto →

Donde los transmisores toman el control

Una vez que la lectura tiene que llegar a una sala de control, un transmisor gana su costo. Una unidad de 4 a 20 mA o HART con un sensor inteligente le brinda reducción, cero y span remotos y diagnósticos que le indican que la línea de impulso está bloqueada antes de que la unidad se dispare. Para la presión de columnas y separadores nos inclinamos por los transmisores de presión manométrica inteligentes; para nivel y caudal en recipientes cerrados, diferencial transmisores de presión con colectores de tres válvulas hacen la mayor parte del trabajo.

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Servicio corrosivo y de alta temperatura

Cuando el líquido consume un diafragma normal, la respuesta práctica es un sello de diafragma. Un diafragma con revestimiento de PTFE o Monel, montado con brida y al ras de la línea, mantiene el medio corrosivo alejado del elemento de medición, y un capilar le permite colocar el transmisor donde un técnico pueda alcanzarlo. En líneas de proceso calientes, un sifón o una pata de condensado hace el mismo trabajo térmicamente: mantiene el vapor vivo y el aceite caliente fuera del elemento.

Temperatura: termopares, RTD e indicación local

La temperatura suele ser el parámetro con más instrumentos por unidad y menor atención al termopozo. Los termopares tipo K, J, T, E y N cubren la mayoría de las tareas de hornos, reactores y líneas, mientras que los sensores de resistencia PT100 y PT1000 son la mejor opción cuando la precisión importa por debajo de aproximadamente 400 °C. Los termómetros de cuadrante bimetálicos aún mantienen su lugar para verificaciones locales en cabezales y líneas de rodamientos, y las versiones de contacto eléctrico son una forma sencilla de activar una alarma sin un transmisor.

Dos detalles deciden si la lectura es creíble. La primera es la inmersión: la punta sensora debe asentarse bien en la corriente que fluye, no en un espacio muerto cerca de la pared. El segundo es el transmisor, ya sea integrado en el cabezal o montado de forma remota, porque un buen sensor detrás de un transmisor con un alcance deficiente sigue siendo una mala medición. En servicios de alta temperatura donde el punto de lectura está lejos del recipiente, un termómetro capilar remoto mantiene el indicador donde la gente pueda verlo.

Nivel: Radar, Onda Guiada y Flotación Simple

La medición de nivel en el servicio de hidrocarburos generalmente se reduce al producto. Para líquidos limpios y capas de interfaz en separadores, el radar de onda guiada es estable y en gran medida no se ve afectado por el vapor, la espuma o los cambios de densidad, y no necesita piezas móviles en el recipiente. El radar sin contacto es adecuado para tanques más grandes y productos viscosos o sucios, mientras que los instrumentos ultrasónicos son adecuados para sumideros de agua y canales abiertos.

Transmisor de nivel por radar de onda guiada de 26 GHz Para líquidos limpios y capas de interfaz en separadores, este medidor de radar de onda guiada mide hasta 80 m con 0,25 % o 0,5 % F.S. exactitud. Ver producto →

No pases por alto la humilde carroza. Un controlador de nivel de flotador o un medidor de flotador magnético suele ser la respuesta más fácil de mantener para el control de bombas y las alarmas de alto nivel, y falla de una manera que todos en el sitio entienden. Cualquiera que sea la ruta que tome, verifique la constante dieléctrica del producto, la presencia de un tubo tranquilizador y cómo se limpiará la sonda durante una parada.

Flujo: Presión diferencial y lectura directa

Para la mayoría de las líneas de proceso, el flujo se infiere en lugar de medirse directamente: una placa de orificio o una cuña con un transmisor de presión diferencial a través de ella. Esa disposición es confiable y bien entendida, pero vive o muere según el recorrido de la línea de impulso, el colector y si el transmisor está calibrado para la envolvente de flujo real en lugar del máximo. Cuando una simple lectura local es suficiente, un rotámetro de área variable o un medidor de turbina proporciona un número directo con poco esfuerzo de puesta en servicio, siempre que se respeten los recorridos rectos aguas arriba y aguas abajo.

Áreas peligrosas, cumplimiento y trámites

La mayor parte de una refinería o sitio petroquímico está clasificado, por lo que los diseños a prueba de fuego e intrínsecamente seguros son la norma y no la excepción. Las certificaciones ATEX e IECEx, la clase de temperatura correcta y las entradas de cables que coincidan con el gabinete son parte de la especificación, no una ocurrencia tardía. La seguridad intrínseca mantiene el instrumento de campo liviano y fácil de mantener; Los gabinetes ignífugos sobreviven a un manejo más rudo pero exigen una instalación disciplinada.

Más allá del certificado, observe lo que realmente pide el proceso. El servicio de aminas y ácidos a menudo necesita un material húmedo diferente al de una línea de hidrocarburos limpia, y aquí es donde nuestras notas sobre Medición de presión en plantas químicas. tienden a ser útiles para los ingenieros de procesos que especifican ambas unidades. El servicio de oxígeno, el cloro y el hidrógeno tienen cada uno sus propias normas de limpieza y materiales, y es mucho más barato establecerlos en la hoja de datos que en el campo.

Accesorios y detalles de instalación que salvan el trabajo

Los pequeños ajustes deciden si un buen instrumento dura o no. Un sifón sobre una línea de vapor, un amortiguador tipo Z en una descarga pulsante, un grifo medidor para aislamiento, un protector de sobrepresión en un medidor de rango bajo que podría detectar un pico y una válvula de aguja o colector que permite aislar y ventilar un transmisor de manera segura: ninguno de estos es costoso y todos son mucho más baratos que una parada no planificada.

• Sifón o condensador para servicio de vapor y aceite caliente.
• Amortiguador o restrictor para descarga de bomba alternativa
• Protector de sobrepresión para manómetros y transmisores de rango bajo
• Válvulas de aguja y colectores para aislamiento y calibración seguros
• Capilares y sellos remotos para medios corrosivos o de alta temperatura

Una lista de verificación de selección práctica

La siguiente tabla es la versión abreviada que utilizamos en conversaciones con ingenieros de procesos y mantenimiento. Es un punto de partida, no un sustituto de la hoja de datos.

Antes de enviar una consulta, normalmente trabajamos con la misma lista breve:

1. Obtenga los datos del proceso: composición, contenido de H2S y CO2, presión de funcionamiento y de diseño, rango de temperatura y si es posible el arranque en vacío.
2. Decida si necesita sólo una indicación local o una señal al sistema de control o de seguridad.
3. Elija materiales húmedos antes de elegir un número de modelo.
4. Verifique el rango con el aumento más alto esperado, no solo con la lectura normal.
5. Confirme la clasificación del área y la clase de temperatura, luego haga coincidir el gabinete y la entrada de cables.
6. Planificar la instalación: aislamiento, pendiente de la línea de impulsión, sifón, longitud del termopozo contra el orificio de la tubería.
7. Pregunte cómo se calibrará y mantendrá el instrumento, porque rara vez se revisa un medidor inalcanzable.

Nada de esto es exótico. La mayor parte de la diferencia entre un instrumento que dura una década y uno que se reemplaza en la primera revisión se reduce a tres decisiones tomadas tempranamente: el material humedecido correcto, el rango correcto y una instalación en la que un técnico pueda trabajar. Si está especificando instrumentos de medición para procesamiento de hidrocarburos para una nueva unidad o reemplazando un punto problemático, envíenos la hoja de datos y un croquis de la instalación. Le diremos honestamente qué pondríamos allí y qué no.