Trabajo de grado · 2014
Caracterización del sistema de control distribuido DCS honeywell experion de la unidad de central del norte de la gerencia refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol S.A
Con el fin de gestionar los activos de los sistemas de control y monitorear su comportamiento en la etapa operativa se hizo necesario realizar la caracterización de los sistemas de control y protección de las unidades productivas de la Refinería de Barrancabermeja en la herramienta para la gestión del mantenimiento Ellipse con que cuenta ECOPETROL S.A., además, generar una plantilla que permita el cálculo de indicadores de Disponibilidad y Confiabilidad de los mismos a partir de reportes obtenidos de la aplicación. Este proceso de caracterización se realiza al Sistema de Control Distribuido Honeywell – Experion PKS de la unidad productiva U2400 Central del Norte. Este proyecto cuenta con tres fases fundamentales: Recolección y verificación de información, Caracterización del sistema en la herramienta Ellipse y finalmente, cálculo de indicadores de confiabilidad, mantenibilidad y disponibilidad. En la primera etapa fue necesario recopilar toda la información del sistema, comprender su funcionamiento y finalmente clasificar y organizar el árbol de jerarquías. En la segunda etapa, luego de clasificar la información que se registró en la herramienta; es de vital importancia, tener un completo dominio del sistema de gestión de mantenimiento Ellipse para crear en él, el sistema de control con todos sus componentes, adicionalmente, obtener reportes operativos de los dispositivos los cuales servirán de base para la siguiente etapa. Finalmente, con el fin de gestionar en tiempo real y de forma verás el comportamiento de los sistemas de control y protección, se genera una plantilla que permita determinar los indicadores como Fiabilidad, Mantenibilidad, Disponibilidad, entre otros.
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Contenido
- INTRODUCCIÓNp. 15
- OBJETIVOSp. 17
- Objetivos Generales:p. 17
- Objetivos Específicos:p. 17
- ACTIVIDADES A DESARROLLARp. 18
- 1. GENERALIDADES DE LA EMPRESAp. 19
- RESEÑA HISTÓRICAp. 20
- MISIÓNp. 21
- VISIÓNp. 21
- ACTIVIDAD ECONÓMICAp. 22
- PRODUCTOS Y SERVICIOSp. 22
- ORGANIGRAMA DE LA EMPRESAp. 23
- DESCRIPCIÓN DEL ÁREA ESPECÍFICA DE TRABAJOp. 24
- UNIDAD DE SERVICIOS INDUSTRIALES REFINERÍA U2400p. 26
- CONTROL DISTRIBUIDOp. 27
- GENERALIDADES DE UN DCSp. 29
- DCS HONEYWELLp. 31
- SISTEMA DE CONTROL DISTRIBUIDO HONEYWELL EXPERIONp. 34
- Módulos de Controlp. 35
- Módulos de Red de Controlp. 37
- Módulos de Red de Supervisiónp. 45
- Módulos de I/Op. 53
- DCS HONEYWELL EXPERION U2400p. 50
- HONEYWELL EXPERION DE LA UNIDAD DE CENTRAL DEL NORTEp. 59
- RECOPILACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE INFORMACIÓNp. 60
- DE CONTROL Y PROTECCIÓNp. 70
- FALLAp. 70
- CONFIABILIDAD R(t)p. 72
- INFIABILIDAD Q(t)p. 73
- TASA DE FALLA λ(t)p. 73
- MANTENIBILIDAD M(t)p. 74
- TASA DE REPARACIÓN µ(t)p. 75
- TIEMPOS MEDIOSp. 75
- DISPONIBILIDAD Dp. 76
- APORTES AL CONOCIMIENTOp. 88
- CONCLUSIONESp. 89
- BIBLIOGRAFÍAp. 90
- Tabla 1. Yacimientos explotados por Ecopetrol S.Ap. 21
- Tabla 2. Número máximo de Repetidores por Linkp. 38
- Tabla 3. IOM disponibles para instalaciónp. 48
- Tabla 5. IOP disponibles para instalaciónp. 52
- Tabla 6. Dispositivos Honeywell Experion instalados en DCS U2400p. 53
- Tabla 7. Dispositivos Honeywell TPS instalados en DCS U2400p. 54
- Tabla 8. Consolidado de componentes y APL por EGIp. 69
- Tabla 9. Tipos de Falla según índicep. 71
- Figura 1. Organigrama ECOPETROL S.Ap. 23
- Figura 2. Capas de protección de un proceso industrialp. 26
- Figura 3. Esquema para Control Distribuidop. 27
- Figura 4. Esquema para Sistemas de Control Distribuidop. 28
- Figura 5. Arquitectura básica de un DCSp. 30
- Figura 6. DCS Honeywell Planta Aromáticos GRB Ecopetrol S.Ap. 32
- Figura 7. Estaciones de Operador GUS, NIM y HM Honeywellp. 34
- Figura 8. Módulos Honeywell Experion serie C200p. 34
- Figura 9. Nodo de ControlNetp. 37
- Figura 10. Links y Segmentos de la Red de Controlp. 38
- Figura 11. Repetidores instalados en seriep. 38
- Figura 12. Repetidores instalados en paralelop. 39
- Figura 13. Conexión CNI a la ControlNet y I/O Remotosp. 39
- Figura 14. Direccionamiento de I/O Remotos por CNIp. 40
- Figura 15. Conexión por slots para CNIp. 41
- anterioresp. 42
- Figura 17. Conexión de SIM y componentes al DCSp. 43
- Figura 18. Tarjeta PCICp. 44
- Opticp. 45
- Figura 20. Red de Supervisión FTEp. 46
- Figura 21. Etherner Swicht y tarjeta NICp. 47
- Figura 22. I/O Modulesp. 47
- Figura 23. Conexión entre IOP y FTAp. 51
- Figura 24. Conexión de IOP y FTA a través de CFAp. 51
- Figura 25. APMM (Advanced Process Manager Module)p. 55
- Figura 26. Arquitectura DCS U2400p. 56
- Figura 27. Distribución y conexión de IOM en el DCS U2400p. 57
- Figura 28. Distribución y conexión de IOP en el DCS U2400p. 58
- Figura 29. Códigos Familia Componente para DCS / ESDp. 60
- Figura 30. Información recopilada por Componentep. 61
- Figura 31. Árbol de Jerarquía establecido para Caracterizaciónp. 63
- Figura 32. Listado de Repuestos y Partes APL del equipos de redp. 64
- Figura 33. Caracterización en Ellipse de subsistema DCS C200 1-2p. 65
- Figura 34. Componentes para subsistema DCS C200 3-4 en Ellipsep. 66
- Figura 35. Componentes para subsistema DCS C200 1-2 en Ellipsep. 66
- Figura 36. Componentes para DCSU2400 en Ellipsep. 67
- Figura 37. Descripción extendida de componentep. 68
- Figura 38. Curva de la Bañerap. 74
- Ilustración 39. Relación entre MTBF, MTTF y MTTRp. 75
- Figura 40. Relación de Grupos de Componentes y el Sistemap. 78
- Figura 41. Relación de Estados y Tiempo – Número de Fallasp. 79
- Figura 42. Cálculo de indicadores para cada Componentep. 79
- Sistemap. 13
- Componentep. 11
- Figura 46. Información inicial requeridap. 86
- Figura 47. Estado previo de cada Componentep. 86
- Figura 48. Código implementado en Visual Basic para Excelp. 87