MEDICIÓN DE NIVEL POR EQUIPOS RADIOACTIVOS

 

Existen Procesos en lo cuales, ya no es imposible poder realizar mediciones de nivel con los elementos antes mencionado, cuando estos se encuentran a altas temperatura, alta presión, procesos corrosivos, procesos tóxicos, altamente explosivos, etc. En definitiva, no podemos insertar un instrumento para la medición de nivel.

 

La alternativa extrema que nos queda es el equipo de medición nuclear, este equipo cuenta con una fuente de Radiaciones Ionizantes, que es normalmente Cesio 137 o Cobalto 60, aunque el más ocupado es el Cesio 137, este elemento radioactivo es un material que cuenta con una vida media de 15 Años, en general. La unidad de  de la fuente de generación es Ci, Curie.

 

La forma de trabajar de este equipo está definida por Una fuente de radiaciones Ionizantes y un detector, la fuente, en el 100% de los casos, cuenta con una compuerta que bloquea la salida del HAZ de radiaciones, para protección de las personas, la cual se debe abrir por personal calificado, que cuente con las autorización otorgadas por la entidad que regula su manipulación en el país correspondiente. El detector que puede ser una cámara de gas inerte que se excita con la radiación y genera un milivoltage o un tubo de fibra óptica que concentra los disparos de radiación y son amplificados y contados por electrónica especifica que interpreta esto como un valor.

 

La mayoría de las veces los equipos nucleares se ocupan como Contactos de Nivel o Switch, quiere decir que la presencia del material a detectar el nivel solo ve un Punto , puede ser un Nivel Alto o un nivel Bajo, ON-OFF, 0-1, etc.

 

Para el caso de tener la necesidad de detectar una variación de nivel, valores análogos, medición continua, la configuración sigue siendo la misma, pero el detector y la posición del mismo son las que cambia, ya que debo permitir que la proyección del HAZ de radiación  tenga una mayor área de proyección o superficie de control, así como el detector también es de mayor tamaño para que pueda cubrir toda el área que necesito medir

 

Aquí se muestran las diferentes formas de disposición que puede tener una fuente con un detector.
Esto representa la cámara en la cual se encuentra un gas inerte que al verse bombardeado por las partículas radioactivas general un milivoltage que es proporcional a la cantidad de radiación la  que llega, esto quiere decir que se debe calibrar el sensor donde se instalara pero sin la presencia del medio a medir, que sera un 100% de radiación, la radiación faltante sera absorbida por el medio a medir.
Este equipo corresponde a un detector de tipo centelleo, donde la radiación crea trazas de luz que son leídas por la electrónica de amplificación y es interpretada como cantidad de radiación.
Fuente Nuclear para la deteccion de nivel bajo bajo (LSLL) de mineral de cobre.
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Los sistemas de control distribuido incluyen, entre otros componentes, estaciones de trabajo (de operación e ingeniería), controladores, tarjetas I/O, buses I/O, una red de control de alta velocidad, tecnología de control y software (mucho software).
A continuación veamos los principales componentes de un sistema de control distribuido (en un esquema muy básico):
La instrumentación y/o dispositivos inteligentes se encargan de recolectar el valor de la variable de planta o se enviar las señales de control y tomar acción en el proceso físico. Aparte estos dispositivos pueden recolectar vas amplitud de variable adicionales como Tag, descripción, fallas, diagnósticos, estado del equipo, variables secundarios, etc. además de poder configurarlos remotamente desde una estación de mantenimiento. Esto es posible si tienen la capacidad de comunicarse mediante algún protocolo de campo como HART (mínimo), Profibus, Foundation FieldBus, DeviceNet, etc. Además cuando el diseño lo requiere en el mismo instrumento se puede implementar alguna lógica de control y mediante el bus de comunicación tomar acción sobre elementos de control final.
Para cada tipo de comunicación proveniente de los dispositivos de campo, existe una tarjeta I/O específica. El cableado de las señales (bus o punto a punto) en primera instancia se conectoriza a una tarjeta acondicionadora de señales (Terminal Assemblys) para que luego estas señales ya acondicionadas ingresen a los procesadores de digitalización de las señales comúnmente llamados FBMs (Field Bus Module). En la figura siguiente se muestra un Terminal Assembly y una FBM del DCS I/A Series de Invensys Foxboro.
Los controladores recogen las señales de dispositivos análogos, digitales o mediantes de buses de campo. Generalmente todas las señales I/O (proveniente de buses de campo o punto a punto) convergen en una red Ethernet (por fibra óptica o cobre) o en un bus de alta velocidad (como el HDLC – High Level Data Link Control protocol) para hacer llegar/enviar las señales de campo hasta/desde el controlador. Es allí donde se ejecuta la lógica de control recepcionando y enviando señales de/hacia campo, ejecutando control tipo continuo, batch, secuencial, ladder, etc.
La red de control (de alta velocidad) contiene los datos de los instrumentos y del controlador y hace que estén disponibles para las estaciones o servidores dentro de la red de un DCS como estaciones de operación, estaciones de ingeniería, base de datos de control, historizadores, sistemas de alarmas, generadores de reportes, etc. En estos nodos (estaciones) se ejecutan una variedad de aplicaciones de software que permiten al operador o ingeniero de control realizar las tareas de operación/mantenimiento. El sistema podría también soportar la simulación del proceso para fines de entrenamiento de personal o pruebas de software de control avanzado, y al mismo tiempo continuar actualizando la base de datos de configuración principal.
Generalmente los DCS son vendidos como un solo y único paquete. Los fabricantes no venden porciones del sistema, esto porque en un DCS todas las partes funcionan juntas como un SOLO SISTEMA, estas deben ser completamente integradas y probadas como un sistema. Dado que los componentes

Los sistemas de control distribuido incluyen, entre otros componentes, estaciones de trabajo (de operación e ingeniería), controladores, tarjetas I/O, buses I/O, una red de control de alta velocidad, tecnología de control y software (mucho software).

 

A continuación veamos los principales componentes de un sistema de control distribuido (en un esquema muy básico):

 

 

La instrumentación y/o dispositivos inteligentes se encargan de recolectar el valor de la variable de planta o se enviar las señales de control y tomar acción en el proceso físico. Aparte estos dispositivos pueden recolectar vas amplitud de variable adicionales como Tag, descripción, fallas, diagnósticos, estado del equipo, variables secundarios, etc. además de poder configurarlos remotamente desde una estación de mantenimiento. Esto es posible si tienen la capacidad de comunicarse mediante algún protocolo de campo como HART (mínimo), Profibus, Foundation FieldBus, DeviceNet, etc. Además cuando el diseño lo requiere en el mismo instrumento se puede implementar alguna lógica de control y mediante el bus de comunicación tomar acción sobre elementos de control final.

 

Para cada tipo de comunicación proveniente de los dispositivos de campo, existe una tarjeta I/O específica. El cableado de las señales (bus o punto a punto) en primera instancia se conectoriza a una tarjeta acondicionadora de señales (Terminal Assemblys) para que luego estas señales ya acondicionadas ingresen a los procesadores de digitalización de las señales comúnmente llamados FBMs (Field Bus Module). En la figura siguiente se muestra un Terminal Assembly y una FBM del DCS I/A Series de Invensys Foxboro.

 

 

 

Los controladores recogen las señales de dispositivos análogos, digitales o mediantes de buses de campo. Generalmente todas las señales I/O (proveniente de buses de campo o punto a punto) convergen en una red Ethernet (por fibra óptica o cobre) o en un bus de alta velocidad (como el HDLC – High Level Data Link Control protocol) para hacer llegar/enviar las señales de campo hasta/desde el controlador. Es allí donde se ejecuta la lógica de control recepcionando y enviando señales de/hacia campo, ejecutando control tipo continuo, batch, secuencial, ladder, etc. En la figura siguiente se muestran dos tipos de controladores del DCS IA Series de Invensys Foxboro:

 

 

 

La red de control (de alta velocidad) contiene los datos de los instrumentos y del controlador y hace que estén disponibles para las estaciones o servidores dentro de la red de un DCS como estaciones de operación, estaciones de ingeniería, base de datos de control, historizadores, sistemas de alarmas, generadores de reportes, etc. En estos nodos (estaciones) se ejecutan una variedad de aplicaciones de software que permiten al operador o ingeniero de control realizar las tareas de operación/mantenimiento. El sistema podría también soportar la simulación del proceso para fines de entrenamiento de personal o pruebas de software de control avanzado, y al mismo tiempo continuar actualizando la base de datos de configuración principal.

 

 

Generalmente los DCS son vendidos como un solo y único paquete. Los fabricantes no venden porciones del sistema, esto porque en un DCS todas las partes funcionan juntas como un SOLO SISTEMA, estas deben ser completamente integradas y probadas como un sistema.

 

En el proximo articulo veremos un poco mas a fondo que hay detrás de la red de control, sus especificaciones generales y topologías.

 

Ahora quiero que me dejes tu comentario!!! vamos animate!!!

 

Con la aparición de los DCSs, se solucionó gran parte de los problemas que tenían sus antecesores (los DDC o Direct Digital Control). Para empezar, los DCS distribuyeron mucho mejor las funciones, ahora los controladores, I/O, estaciones de operación, historizadores, sistemas de alarmas y estaciones de configuración estaban en un equipo diferente e individual. Una funcionalidad clave del sistema es la tener redundancia para la red de datos principal o datahigways, controladores, I/O, buses de campo, y en algunos casos Fault-tolerant Workstations (estaciones tolerante a fallas).
La evolución de las comunicaciones  y hardware han alterado dramáticamente la estructura de los sistemas de control. La tecnología de comunicaciones como Ethernet y TCP/UDP/IP combinado con estándares de comunicación industrial como OPC y protocoles abiertos permiten integrar aplicaciones de terceros fácilmente en los sistemas de control. Asi mismo, el diseño orientado a objetos, diseños componentes de software y herramientas de soporte para la implementación ha facilitado el desarrollo de mejores interfaces para el usuario y además la implementación de software reusable.
Los mejores fabricantes de DCSs hoy en día traen todas estas características, pueden integrar totalmente buses de campo I/O como FieldBus y ProfiBus sin ningún problema. Esto quiere decir que los nuevos controladores pueden enlazar dispositivos o ser interfaces para integrar multiples I/O basados en FieldBus, DeviceNet, AS-Interface, HART, ProfiBus y las I/O convenciones (punto a punto) en un solo sistema. En la siguiente figura podemos ver un ejemplo de esto.
Los DCSs han dominado por años el control de procesos industriales, han mejorado su performando y confiabilidad a través del tiempo. Durante los años el diseño de sistemas DCS se ha tornado cada vez más modular, debido a que cada vez se ha ido reduciendo los costos en hardware, y esto ha permitido que hoy en dia se pueda encontrar DCS hasta en plantas pequeñas.
Principales Componentes de un Sistema de Control Distribuido
En la figura siguiente podemos apreciar los principales componentes de un sistema de control distribuido (DCS).
La INTERFAZ DE OPERACIÓN típicamente es un computador personal robusto (PC) con teclados estándar, mouse y monitores LCD. Además, las consolas de operación pueden incluir arreglos de pantallas (2, 3 ó 4 pantallas) a fin de visualizar de todo el proceso y facilitar la operación de las pantallas.
Las computadoras personales además, proveen la rapidez, suficiente memoria y capacidad de disco duro para proveer una eficiente plataforma para los requerimientos de las estaciones de ingeniería que son utilizadas para la configuración del sistema y diagnóstico. Por otro lado, la relación precio-performance de las PCs han sido la causa de que los principales proveedores de DCS las utilices para integrar los softwares de los sistemas de control. Sistemas operativos como Windows XP (para clientes) y  Windows 2003 Server (para servidores) son utilizados en la actualidad, aunque ya podemos hoy en día ver que los sistemas de control industrial soportan Windows 7 y Windows 2008 Server. Los tiempos del entrañable Unix o Linux en el ámbito industrial se han relegado a través de los años, y los principales fabricantes ya no lo soportan.
El equipamiento de operación sirve para monitorear las condiciones de proceso, manipular setpoints, recibir e enviar comandos, y generalmente están localizados en una Sala de Control Principal (Central Control Room). Desde aquí el operador puedes (1) visualizar la información que es enviada por los transmisores desde las áreas de proceso y (2) cambiar las condiciones de control desde un dispositivo de entrada. Las unidades de control están distribuidas a lo largo de las áreas de proceso, realizando dos funciones en cada localización: leer o medir las variables análogas y discretas (entradas) y generar las señales de salida para actuadores para cambiar las condiciones de proceso.
Las señales de entrada y salida pueden ser análogas o discretas. Entendiéndose que las señales debe transmitirse o comunicarse desde la sala central y las localizaciones remotas donde se encuentran los controladores. La ruta de comunicación puede ser punto a punto (sala de control-controlador) o mediante un bus de datos de alta velocidad que se interconecta con todos los controladores y la sala de control principal. En algunos casos esta comunicación puede ser una conexión wireless via radio, microondas o satélite, evidentemente en los casos que se necesite realizar control mediante estos enlaces se necesitará incluir algún tipo de redundancia a fin de minimizar la caída de los enlaces.
Para finalizar esta introducción a la arquitectura de un DCS, quiero llevar estos conceptos al DCS IA Series de Invensys Foxboro (y el ECS InFusion del mismo fabricante). En la figura siguiente se muestra la arquitectura más simple pero con los componentes principales de este DCS:
En el próximo artículo detallaremos los componentes funcionales de un DCS.
Quiero saber qué piensas. Vamos quiero que comentes, ahora!!!

 

Con la aparición de los DCSs, se solucionó gran parte de los problemas que tenían sus antecesores (los DDC o Direct Digital Control). Para empezar, los DCS distribuyeron mucho mejor las funciones, ahora los controladores, I/O, estaciones de operación, historizadores, sistemas de alarmas y estaciones de configuración estaban en un equipo diferente e individual. Una funcionalidad clave del sistema es la tener redundancia para la red de datos principal o datahighways, controladores, I/O, buses de campo, y en algunos casos Fault-tolerant Workstations (estaciones tolerante a fallas).

 

La evolución de las comunicaciones  y hardware han alterado dramáticamente la estructura de los sistemas de control. La tecnología de comunicaciones como Ethernet y TCP/UDP/IP combinado con estándares de comunicación industrial como OPC y protocolos abiertos permiten integrar aplicaciones de terceros fácilmente en los sistemas de control. Asi mismo, el diseño orientado a objetos, componentes de software y herramientas de soporte para la implementación ha facilitado el desarrollo de mejores interfaces para el usuario y además la implementación de software reusable.

 

Los mejores fabricantes de DCSs hoy en día traen todas estas características, pueden integrar totalmente buses de campo I/O como FieldBus y ProfiBus sin ningún problema. Esto quiere decir que los nuevos controladores pueden enlazar dispositivos o ser interfaces para integrar multiples I/O basados en FieldBus, DeviceNet, AS-Interface, HART, ProfiBus y las I/O convenciones (punto a punto) en un solo sistema. En la siguiente figura podemos ver un ejemplo de esto.

 

Los DCSs han dominado por años el control de procesos industriales, han mejorado su performando y confiabilidad a través del tiempo. Durante los años el diseño de sistemas DCS se ha tornado cada vez más modular, debido a que cada vez se ha ido reduciendo los costos en hardware, y esto ha permitido que hoy en dia se pueda encontrar DCS hasta en plantas pequeñas.

 

Principales Componentes de un Sistema de Control Distribuido


En la figura siguiente podemos apreciar los principales componentes de un sistema de control distribuido (DCS) tipico.

La INTERFAZ DE OPERACIÓN típicamente es un computador personal robusto (PC) con teclados estándar, mouse y monitores LCD. Además, las consolas de operación pueden incluir arreglos de pantallas (2, 3 ó 4 pantallas) a fin de visualizar de todo el proceso y facilitar la operación de las pantallas.

 

Las computadoras personales además, proveen la rapidez, suficiente memoria y capacidad de disco duro para proveer una eficiente plataforma para los requerimientos de las estaciones de ingeniería que son utilizadas para la configuración del sistema y diagnóstico. Por otro lado, la relación precio-performance de las PCs han sido la causa de que los principales proveedores de DCS las utilices para integrar los softwares de los sistemas de control. Sistemas operativos como Windows XP (para clientes) y  Windows 2003 Server (para servidores) son utilizados en la actualidad, aunque ya podemos hoy en día ver que los sistemas de control industrial soportan Windows 7 y Windows 2008 Server. Los tiempos del entrañable Unix o Linux en el ámbito industrial se han relegado a través de los años, y los principales fabricantes ya no lo soportan.

 

El equipamiento de operación sirve para monitorear las condiciones de proceso, manipular setpoints, recibir e enviar comandos, y generalmente están localizados en una Sala de Control Principal (Central Control Room). Desde aquí el operador puedes (1) visualizar la información que es enviada por los transmisores desde las áreas de proceso y (2) cambiar las condiciones de control desde un dispositivo de entrada. Las unidades de control están distribuidas a lo largo de las áreas de proceso, realizando dos funciones en cada localización: leer o medir las variables análogas y discretas (entradas) y generar las señales de salida para actuadores para cambiar las condiciones de proceso.

 

Las señales de entrada y salida pueden ser análogas o discretas. Entendiéndose que las señales debe transmitirse o comunicarse desde la sala central y las localizaciones remotas donde se encuentran los controladores. La ruta de comunicación puede ser punto a punto (sala de control-controlador) o mediante un bus de datos de alta velocidad que se interconecta con todos los controladores y la sala de control principal. En algunos casos esta comunicación puede ser una conexión wireless via radio, microondas o satélite, evidentemente en los casos que se necesite realizar control mediante estos enlaces se necesitará incluir algún tipo de redundancia a fin de minimizar la caída de los enlaces.

 

Para finalizar esta introducción a la arquitectura de un DCS, quiero llevar estos conceptos al DCS IA Series de Invensys Foxboro (y el ECS InFusion del mismo fabricante). En la figura siguiente se muestra la arquitectura más simple pero con los componentes principales de este DCS:

En el próximo artículo detallaremos los componentes funcionales de un DCS.

 

Quiero saber qué piensas. Vamos quiero que comentes, ahora!!!

 

 

 

Para que podamos tener claro los conceptos y diferenciar bien que es un Sistema SCADA y sus diferencias con un DCS, vamos a hablar de las características esenciales de un Sistema SCADA y sus principales funciones.
Con un procesador único (generalmente) con tareas de administrar múltiples funciones de control, con comunicación digital entre unidades de procesamiento, son usados para la administración de "sistemas" que tienen amplia naturaleza de expansión sobre regiones geográficas. Estos sistemas son generalmente llamados como SCADA, del acrónimo Supervisory Control and Data Adquisition (Supervisión de Control y Adquisición de Datos).
Un sistema SCADA tipo consiste en múltiples dispositivos como Unidades Terminales Remotas (Remote Terminal Unit o simplemente RTU) enlazados con transmisores de proceso y elementos finales de control, implementando funciones de control básica como Start/Stop de motores y lazos de control PID. Estos dispositivos RTU se comunican digitalmente con una Unidad Terminal Maestra (Master Terminal Unit o MTU) en una ubicación central donde operadores pueden monitorear el procesos y enviar comandos.
En la siguiente fotografía se muestra un rack de un RTU que opera en una subestación eléctrica a kilómetros de la unidad centrar:
Los Controladores Lógicos Programables (PLCs) son candidatos ideales para ser usados como dispositivos RTU. Los PLCs modernos tienen todos los tipos de I/O, dispositivos de red, y algoritmos de control suficientes como para operar como unidades terminales remotas. Generalmente los software de Interface Hombre Maquina ó HMIs (Human-Machine Interfase) permiten a computadoras personales o Workstations recolectar los valores provenientes de las RTUs o PLCs convirtiendo cada computadora en una Unidad Terminal Maestra (MTU), donde los operadores pueden visualizar las variables de proceso, cambiar setpoints, y enviar cualquier otro comando para controlar el proceso.
A continuación se muestra una fotografía de un software HMI usado para monitorear un sistema SCADA para un proceso de compresores de gas natural:
Un concepto muy cercado a SCADA es TELEMETRIA, esta palabra literalmente significa "medición a distancia". El acrónimo SCADA, contiene la palabra "control", que implica "two-way" o dos maneras de comunicación (medición y control) entre la localización maestra y la localización remota. En aplicaciones donde el flujo de información es estrictamente de una vía "one-way" o simple desde la localización remota hacia la localización maestra, podemos que sería una aplicación o sistema de Telemetría.
Los sistemas de Telemetría tienen una amplia aplicación en investigaciones científicas y de medio ambiente. Por ejemplo Sismógrafos, medición de flujo de ríos y canales, estaciones meteorológicas, y otros tipos de instrumentos medición son conectados (usualmente por enlaces de radio) a algún centro de recolección de datos. Cualquier medición industrial realizada a largas distancias podrías ser clasificada como un sistema de telemetría, aunque podrías algunas veces encontrar el término "SCADA" aplicado incluso si la comunicación es simple o una sola vía.

 

Para que podamos tener claro los conceptos y diferenciar bien que es un Sistema SCADA y sus diferencias con un DCS, vamos a hablar de las características esenciales de un Sistema SCADA y sus principales funciones.

 

Con un procesador único (generalmente) con tareas de administrar múltiples funciones de control, con comunicación digital entre unidades de procesamiento, son usados para la administración de "sistemas" que tienen amplia naturaleza de expansión sobre regiones geográficas. Estos sistemas son generalmente llamados como SCADA, del acrónimo Supervisory Control and Data Adquisition (Supervisión de Control y Adquisición de Datos).

Un sistema SCADA tipo consiste en múltiples dispositivos como Unidades Terminales Remotas (Remote Terminal Unit o simplemente RTU) enlazados con transmisores de proceso y elementos finales de control, implementando funciones de control básica como Start/Stop de motores y lazos de control PID. Estos dispositivos RTU se comunican digitalmente con una Unidad Terminal Maestra (Master Terminal Unit o MTU) en una ubicación central donde operadores pueden monitorear el procesos y enviar comandos.

 

En la siguiente fotografía se muestra un rack de un RTU que opera en una subestación eléctrica a kilómetros de la unidad centrar:

 

Los Controladores Lógicos Programables (PLCs) son candidatos ideales para ser usados como dispositivos RTU. Los PLCs modernos tienen todos los tipos de I/O, dispositivos de red, y algoritmos de control suficientes como para operar como unidades terminales remotas. Generalmente los software de Interface Hombre Maquina ó HMIs (Human-Machine Interfase) permiten a computadoras personales o Workstations recolectar los valores provenientes de las RTUs o PLCs convirtiendo cada computadora en una Unidad Terminal Maestra (MTU), donde los operadores pueden visualizar las variables de proceso, cambiar setpoints, y enviar cualquier otro comando para controlar el proceso.

 

A continuación se muestra una fotografía de un software HMI usado para monitorear un sistema SCADA para un proceso de compresores de gas natural:

 

Un concepto muy cercado a SCADA es TELEMETRIA, esta palabra literalmente significa "medición a distancia". El acrónimo SCADA, contiene la palabra "control", que implica "two-way" o dos maneras de comunicación (medición y control) entre la localización maestra y la localización remota. En aplicaciones donde el flujo de información es estrictamente de una vía "one-way" o simple desde la localización remota hacia la localización maestra, podemos que sería una aplicación o sistema de Telemetría.

 

Los sistemas de Telemetría tienen una amplia aplicación en investigaciones científicas y de medio ambiente. Por ejemplo Sismógrafos, medición de flujo de ríos y canales, estaciones meteorológicas, y otros tipos de instrumentos medición son conectados (usualmente por enlaces de radio) a algún centro de recolección de datos. Cualquier medición industrial realizada a largas distancias podrías ser clasificada como un sistema de telemetría, aunque podrías algunas veces encontrar el término "SCADA" aplicado incluso si la comunicación es simple o una sola vía.

 

 

 

Podría sorprendernos saber que hoy en día un sistema PLC, HMI y SCADA puede costar más que un DCS para el mismo proceso y aplicación en particular.
Tradicionalmente, los DCSs fueron extensos, costosos y muy complejos sistemas orientados para una solución integral para procesos industriales continuos o discretos (batch). Este concepto sigue siendo cierto hoy en día, y para aplicaciones más pequeñas los ingenieros optan por lo general en utilizar PLC/HMI/SCADA con el fin de mantener sus costos bajos.
Pero, Que ha cambiado? La integración de PLCs independientes, la necesidad de interfaces de operación y funcionalidades de supervisión, toma un gran tiempo y esfuerzo. El punto está en que los esfuerzos se centran en hacer que tecnología separada trabaje junta, sin mejorar las operaciones, reducir los costos o mejorar la calidad o rentabilidad de una planta.
Sin embargo, un sistema PLC/SCADA puede tener toda o parte de la siguiente lista de base de datos independientes o relacionadas de forma manual:
- Cada controlador y sus I/O asociadas
- Administración de Alarmas
- Manejo de Lotes, producción
- Redundancia en todos los niveles
- Históricos
- Optimización de Activos
- Administración de dispositivos con bus de campo (HART, FF, ProfiBus, etc.)
Cada una de estas bases de datos debe ser manualmente sincronizada para que todo el sistema funcione correctamente. Esto es simple después del desarrollo inicial del sistema. Sin embargo, puede convertirse en una complicación innecesaria cuando se realizan cambios y/o mejoras en el sistema durante el tiempo, y mientras más grandes los cambios dan como resultado la programación más horas para realizar el mantenimiento de las bases de datos.
Haciendo los cambios
Cada vez que realización un cambio en una base de datos, las demás usualmente requieren ser actualizadas para reflejar los cambios a la perfección. Por ejemplo, cuando se agregan señales I/O y  alguna lógica de control se agrega se puede necesitar cambiar o agregar elementos al SCADA/HMI, al historiador y la base de datos de alarmas. Esto requiere que el ingeniero de planta realice los cambios en cada una de las bases de datos, y no solo en una – y hacerlo bien!!.
En otro escenario, un cambio puede ser hecho en la configuración de una alarma dentro de un lazo de control. En el mundo de los PLC no hay una conexión automática entre el PLC mismo y el SCADA/HMI. Esto se puede tornar un serio problema durante la puesta en marcha de una nueva aplicación, donde los límites de alarmas son constantemente ajustadas en el controlador para manejar el proceso, mientras se trata de realizar la administración de las alarmas y mantener actualizadas las aplicaciones HMI con los cambios realizados a la vez que el operador las utiliza.
Hoy en día los DCSs, los cuales también son llamados algunas veces “sistemas de control de procesos”, son desarrollados para permitir una rápida implementación en el sistema entero integrando todas las bases de datos en una sola. Se diseña una sola base de datos, configurada y operada desde la misma aplicación.
Esto puede tornarse en una reducción seria de costos cuando se usan tecnología DCS si la comparamos con PLC/SCADA (o HMI), al menos en el costo de las horas de ingeniería necesarias. El hardware de los DCSs siempre ha sido considerado costo, esto en realidad ya no es el caso de hoy en día. El hardware de un PLC hoy en día luce como un PLC, y el software puede correr en PC comunes, con la misma red, entonces porque el costo extra? Acaso es el software? Si bien es cierto que el software de los DCS hace que estos sean más caros, pero solo si se compran software con funcionales avanzadas disponibles (que en honor a la verdad frecuentemente no se utilizan o se necesitan).
Si nuestra preocupación es un sistema pequeño o mediano, los precios de la adquisición de hardware y software son muy competentes con los de un sistema PLC/SCADA. Por lo tanto, la diferencia real está en los costos asociados de las horas de mantenimiento/ingeniería invertidas, lo cual es mejorado y simplificado con una única base de datos en el corazón de un DCS.
Hasta este punto, uno puede pensar que la funcionalidad de un DCS esta relegada a los lazos de control, mientras que los PLC están orientadas a aplicaciones discretas y secuenciales, y que por eso no se puede realizar una comparación de igual a igual. Esto es OTRO MITO. Hoy por hoy un DCS es tan funcional y rentable como un PLC para realizar lógica de discreta y secuencial.
Demostrando las Ventajas
Podemos mostrar algunos ejemplo de como el flujo de trabajo con DCS nos permitirá ahorrar y reducir drásticamente el tiempo de implementación y mantenimiento de nuestras aplicaciones, comparado con sistemas que involucran PLC/HMI/SCADA.
Se hace mucho más fácil explicar esto siguiendo la secuencia de tareas en desarrollo de un proyecto:
Paso 1: Diseño del Sistema
Los ingenieros o técnicos que utilizan PLC/SCADA deben planificar la integración del sistema con el HMI, sistema de alarmas, comunicación con el controlador y los mismos controladores para cada NUEVO proyecto. Cada variable de control o TAG debe ser manualmente asignados para cada parte, y además en la documentación de ingeniería de todo el proyecto. Este proceso manual consume mucho tiempo y sobre todo está expuesto a errores humanos. Los ingenieros también deben aprender múltiples programas de software, que podría tomar semanas de tiempo en adaptarse bien.
Enfoque DCS: Conforme se implementa la lógica diseñada, el sistema de alarmas, el HMI y los sistemas de comunicación son automáticamente configuradas. Generalmente solo se necesita un UNICO software de configuración para actualizar una UNICA base de datos usada para todos los componentes del sistema. A medida que el ingeniero de control diseña la lógica de control, el resto del sistema también lo hace en paralelo. La forma sencilla de este proceso y su entorno permite a los ingenieros adaptarse y entender el entorno de desarrollo en pocos días. A consecuencia se produce un ahorro entre el 15 y 25 % dependiendo de la magnitud del HMI y el alarmado que se está diseñando en el sistema.
Paso 2: Programación
La lógica de control, el sistema de comunicación y HMI en sistemas PLC/SCADA son programadas independientemente. Los ingenieros de control son los responsable de la integración/enlace de las múltiples bases de datos que se crean en el sistema. Los ítems (tags) deben ser manualmente duplicados en cada elemento del sistema: escalamiento de los datos, niveles de alarma, y localización de tags (direccionamiento). Solamente está disponible un control básico. Extender las funcionalidades necesita crearlas en cada aplicación, por ejemplo feedforward, tracking, self-tuning, etc. Esto conlleva a tener aplicaciones no estándar, tediosas para operar y mantener. La redundancia es usada muy poco o muy simple en los PLCs. Una de las razones es de la dificultad en configurar y administrar la redundancia para la aplicación.
La forma en los DCSs: cuando la lógica de control es desarrollada, los overlays o faceplates HMI, alarmas y sistema de comunicación es automáticamente configurada. Los faceplates automáticamente aparecen con los niveles de alarma y escalamiento de la lógica de control. Estos elementos que contienen datos críticos en el sistema son configurados solo una vez en el sistema. Eso es analógico a tener el calendario en nuestro escritorio y que el teléfono automáticamente se sincroniza a vez de tener que volver a escribir todas las citas en ambos dispositivos. La redundancia es configurada en el software rápida y fácilmente, casi con un simple clic en un botón. El ahora potencial es entre 15 a 45%.
Paso 3: Comisionamiento y puerta en marcha
Testear un sistema PLC/HMI normalmente se lleva a cabo con trabajar en el planta después de que todo el cableado se haya completado y el jefe de operación pregunta “porque el sistema aun no está en marcha”. La simulación off-line no es posible, y si se quiere esto lleva un gran esfuerzo de programación para escribir código que simule la aplicación que se está controlando. Debido a los altos costos y una programación compleja, esto se hace raramente.
El beneficio de un DCS: un sistema DCS viene con la capacidad para simular automáticamente el proceso basado en la lógica, HMI y alarmado que se va ser usado por el operador de planta. En algunos casos se utiliza un software especial para modelar la planta entera y tener una experiencia casi exacta a todo el proceso, incluyendo la posibilidad de recorridos virtuales para entrenamiento de operadores.
Esto ahora tiempo significativo dado que la programación puede ser ya comprobada entes de que el cableado empiece. El ahorro potencial esta entre el 10 y 20% dependiendo de la complejidad de la puesta en marcha y comisionamiento.
Paso 4: Solución de Problemas
Un sistema PLC/SCADA ofrece excelentes herramientas para solucionar problemas. Por ejemplo, si una entrada o salida es conectada al sistema, la lógica de control será programada utilizando dicho punto sin problemas. Sin embargo, cuando este punto es actualizado, el HMI ha actualizado este punto también? Las alarmas han sido reconfiguradas?. La programación de la lógica es raramente mostrada al operador puesto que todo es un software diferente y nunca intuitivo para que el operador entienda.
La forma en un DCS: toda la información es automáticamente disponible para el operador respecto a la lógica que está ejecutando en los controladores. Esto reduce enormemente el tiempo que toma identificar problemas y poner el sistema en marcha nuevamente. El diagnostico de dispositivos de campo (HART o FieldBus) está disponible desde las consolas de operación. Esto ahorra entre 10 y 40%, claro variando específicamente por el tamaño del HMI y alarmado.
Paso 5: capacidad de cambiar para cumplir requerimientos del proceso
PLC/SCADA: el cambio en la lógica de control para cumplir con requerimientos de la aplicación es relativamente fácil. El problema viene cuando con estos requisitos adicionales o nuevas funcionalidad deben ser integradas con las estaciones de operación. Nuevamente si se cambia una entrada en una nueva dirección o tag, el cambio debe ser realizado manualmente en todo el sistema.
DCS: agregar o cambiar la lógica en el sistema es también fácil. En muchos casos incluso más fácil cuando se ha implementado la lógica basándose en plantillas o modelos. Cuando estos cambios se efectúan, los datos en la lógica de control son propagados automáticamente a todos los aspectos del sistema. Esto significa mucho menos errores y todo el sistema a cambio con apenas un solo cambio en la lógica.
Ahorro potencial: entre 20 y 25%. Esto afecta directamente a la mejora continua de los programas.
Paso 6: Documentación del sistema
La documentación de un sistema PLC/SCADA se basa en realizarla para cada parte del sistema en general. A medida que cada elemento cambio, la documentación se debe actualizar por cada elemento y así tenerla al día. Una vez más, esto rara vez sucede, causando muchos problemas con los futuros cambios y resolución de problemas.
En un DCS cuando la lógica de control es modificada, la documentación de todos los aspectos del sistema, se crean automáticamente. En puede ahorrar entre un 30 a 50% dependiendo de la naturaleza de donde el sistema está instalado. Esos ahorros directamente minimizaran el tiempo de inactividad.
Esto tiempos de ahorro están basados en costos típicos asociados a un sistema usando 500 I/O más o menos, dos controladores, una Workstation y 25 lazos de control PID.
Conclusión:
Si estas usando, o planeando usar, PLCs y HMI/SCADA para controlar tu proceso continuo o discreto, tu aplicación podría ser candidata para usar una solución basada en DCS para ayudarte a reducir costos y mejorar la forma de controlar. El desarrollador puede concentrarse en agregar funcionalidad que proveerán mayores beneficios, reduciendo el periodo de retorno de nuestra inversión. La brecha entre los enfoques de DCS y PLC/SCADA es amplia, aunque podemos observar similitudes a nivel de hardware, siendo la UNICA base de datos el corazón de los beneficios de un DCS.

 

Demostrando las Ventajas

Podemos mostrar algunos ejemplos de como el flujo de trabajo con DCS nos permitirá ahorrar y reducir drásticamente el tiempo de implementación y mantenimiento de nuestras aplicaciones, comparado con sistemas que involucran PLC/HMI/SCADA.

Se hace mucho más fácil explicar esto siguiendo la secuencia de tareas en el desarrollo de un proyecto:

 

Paso 1: Diseño del Sistema

Los ingenieros o técnicos que utilizan PLC/SCADA deben planificar la integración del sistema con el HMI, sistema de alarmas, comunicación con el controlador y los demás controladores para cada NUEVO proyecto. Cada variable de control o TAG debe ser manualmente asignados para cada parte, y además en la documentación de ingeniería de todo el proyecto. Este proceso manual consume mucho tiempo y sobre todo está expuesto a errores humanos. Los ingenieros también deben aprender múltiples programas de software, que podría tomar semanas de tiempo en adaptarse bien.

 

Enfoque DCS: Conforme se implementa la lógica diseñada, el sistema de alarmas, el HMI y los sistemas de comunicación son automáticamente configuradas. Generalmente solo se necesita un UNICO software de configuración para actualizar una UNICA base de datos usada para todos los componentes del sistema. A medida que el ingeniero de control diseña la lógica de control, el resto del sistema también lo hace en paralelo. La forma sencilla de este proceso y su entorno permite a los ingenieros adaptarse y entender el entorno de desarrollo en pocos días. A consecuencia se produce un ahorro entre el 15 y 25 % dependiendo de la magnitud del HMI y el alarmado que se está diseñando en el sistema.

 

Paso 2: Programación

La lógica de control, el sistema de comunicación y HMI en sistemas PLC/SCADA son programadas independientemente. Los ingenieros de control son los responsable de la integración/enlace de las múltiples bases de datos que se crean en el sistema. Los ítems (tags) deben ser manualmente duplicados en cada elemento del sistema: escalamiento de los datos, niveles de alarma, y localización de tags (direccionamiento). Solamente está disponible un control básico. Extender las funcionalidades necesita crearlas en cada aplicación, por ejemplo feedforward, tracking, self-tuning, etc. Esto conlleva a tener aplicaciones no estándar, tediosas para operar y mantener. La redundancia es usada muy poco o muy simple en los PLCs. Una de las razones es de la dificultad en configurar y administrar la redundancia para la aplicación.

 

La forma en los DCSs: cuando la lógica de control es desarrollada, los overlays o faceplates HMI, alarmas y sistema de comunicación es automáticamente configurada. Los faceplates automáticamente aparecen con los niveles de alarma y escalamiento de la lógica de control. Estos elementos que contienen datos críticos en el sistema son configurados solo una vez en el sistema. Eso es analógico a tener el calendario en nuestro escritorio y que el teléfono automáticamente se sincroniza a vez de tener que volver a escribir todas las citas en ambos dispositivos. La redundancia es configurada en el software rápida y fácilmente, casi con un simple clic en un botón. El ahora potencial es entre 15 a 45%.

 

Paso 3: Comisionamiento y puerta en marcha

Testear un sistema PLC/HMI normalmente se lleva a cabo con trabajar en el planta después de que todo el cableado se haya completado y el jefe de operación pregunta “porque el sistema aun no está en marcha”. La simulación off-line no es posible, y si se quiere esto lleva un gran esfuerzo de programación para escribir código que simule la aplicación que se está controlando. Debido a los altos costos y una programación compleja, esto se hace raramente.

 

El beneficio de un DCS: un sistema DCS viene con la capacidad para simular automáticamente el proceso basado en la lógica, HMI y alarmado que se va ser usado por el operador de planta. En algunos casos se utiliza un software especial para modelar la planta entera y tener una experiencia casi exacta a todo el proceso, incluyendo la posibilidad de recorridos virtuales para entrenamiento de operadores.

 

Esto ahora tiempo significativo dado que la programación puede ser ya comprobada entes de que el cableado empiece. El ahorro potencial esta entre el 10 y 20% dependiendo de la complejidad de la puesta en marcha y comisionamiento.

 

Paso 4: Solución de Problemas

Un sistema PLC/SCADA ofrece excelentes herramientas para solucionar problemas. Por ejemplo, si una entrada o salida es conectada al sistema, la lógica de control será programada utilizando dicho punto sin problemas. Sin embargo, cuando este punto es actualizado, el HMI ha actualizado este punto también? Las alarmas han sido reconfiguradas?. La programación de la lógica es raramente mostrada al operador puesto que todo es un software diferente y nunca intuitivo para que el operador entienda.

 

La forma en un DCS: toda la información es automáticamente disponible para el operador respecto a la lógica que está ejecutando en los controladores. Esto reduce enormemente el tiempo que toma identificar problemas y poner el sistema en marcha nuevamente. El diagnostico de dispositivos de campo (HART o FieldBus) está disponible desde las consolas de operación. Esto ahorra entre 10 y 40%, claro variando específicamente por el tamaño del HMI y alarmado.

 

Paso 5: capacidad de cambiar para cumplir requerimientos del proceso

PLC/SCADA: el cambio en la lógica de control para cumplir con requerimientos de la aplicación es relativamente fácil. El problema viene cuando con estos requisitos adicionales o nuevas funcionalidad deben ser integradas con las estaciones de operación. Nuevamente si se cambia una entrada en una nueva dirección o tag, el cambio debe ser realizado manualmente en todo el sistema.

 

DCS: agregar o cambiar la lógica en el sistema es también fácil. En muchos casos incluso más fácil cuando se ha implementado la lógica basándose en plantillas o modelos. Cuando estos cambios se efectúan, los datos en la lógica de control son propagados automáticamente a todos los aspectos del sistema. Esto significa mucho menos errores y todo el sistema a cambio con apenas un solo cambio en la lógica.

Ahorro potencial: entre 20 y 25%. Esto afecta directamente a la mejora continua de los programas.

 

Paso 6: Documentación del sistema

La documentación de un sistema PLC/SCADA se basa en realizarla para cada parte del sistema en general. A medida que cada elemento cambio, la documentación se debe actualizar por cada elemento y así tenerla al día. Una vez más, esto rara vez sucede, causando muchos problemas con los futuros cambios y resolución de problemas.

 

En un DCS cuando la lógica de control es modificada, la documentación de todos los aspectos del sistema, se crean automáticamente. En puede ahorrar entre un 30 a 50% dependiendo de la naturaleza de donde el sistema está instalado. Esos ahorros directamente minimizaran el tiempo de inactividad.

 

Esto tiempos de ahorro están basados en costos típicos asociados a un sistema usando 500 I/O más o menos, dos controladores, una Workstation y 25 lazos de control PID.

 

Conclusión:

Si estas usando, o planeando usar, PLCs y HMI/SCADA para controlar tu proceso continuo o discreto, tu aplicación podría ser candidata para usar una solución basada en DCS para ayudarte a reducir costos y mejorar la forma de controlar. El desarrollador puede concentrarse en agregar funcionalidad que proveerán mayores beneficios, reduciendo el periodo de retorno de nuestra inversión. La brecha entre los enfoques de DCS y PLC/SCADA es amplia, aunque podemos observar similitudes a nivel de hardware, siendo la UNICA base de datos el corazón de los beneficios de un DCS.

 

 

 

Podría sorprendernos saber que hoy en día un sistema PLC, HMI y SCADA puede costar más que un DCS para el mismo proceso y aplicación en particular.
Tradicionalmente, los DCSs fueron extensos, costosos y muy complejos sistemas orientados para una solución integral para procesos industriales continuos o discretos (batch). Este concepto sigue siendo cierto hoy en día, y para aplicaciones más pequeñas los ingenieros optan por lo general en utilizar PLC/HMI/SCADA con el fin de mantener sus costos bajos.
Pero, Que ha cambiado? La integración de PLCs independientes, la necesidad de interfaces de operación y funcionalidades de supervisión, toma un gran tiempo y esfuerzo. El punto está en que los esfuerzos se centran en hacer que tecnología separada trabaje junta, sin mejorar las operaciones, reducir los costos o mejorar la calidad o rentabilidad de una planta.
Sin embargo, un sistema PLC/SCADA puede tener toda o parte de la siguiente lista de base de datos independientes o relacionadas de forma manual:
- Cada controlador y sus I/O asociadas
- Administración de Alarmas
- Manejo de Lotes, producción
- Redundancia en todos los niveles
- Históricos
- Optimización de Activos
- Administración de dispositivos con bus de campo (HART, FF, ProfiBus, etc.)
Cada una de estas bases de datos debe ser manualmente sincronizada para que todo el sistema funcione correctamente. Esto es simple después del desarrollo inicial del sistema. Sin embargo, puede convertirse en una complicación innecesaria cuando se realizan cambios y/o mejoras en el sistema durante el tiempo, y mientras más grandes los cambios dan como resultado la programación más horas para realizar el mantenimiento de las bases de datos.
Haciendo los cambios
Cada vez que realización un cambio en una base de datos, las demás usualmente requieren ser actualizadas para reflejar los cambios a la perfección. Por ejemplo, cuando se agregan señales I/O y  alguna lógica de control se agrega se puede necesitar cambiar o agregar elementos al SCADA/HMI, al historiador y la base de datos de alarmas. Esto requiere que el ingeniero de planta realice los cambios en cada una de las bases de datos, y no solo en una – y hacerlo bien!!.
En otro escenario, un cambio puede ser hecho en la configuración de una alarma dentro de un lazo de control. En el mundo de los PLC no hay una conexión automática entre el PLC mismo y el SCADA/HMI. Esto se puede tornar un serio problema durante la puesta en marcha de una nueva aplicación, donde los límites de alarmas son constantemente ajustadas en el controlador para manejar el proceso, mientras se trata de realizar la administración de las alarmas y mantener actualizadas las aplicaciones HMI con los cambios realizados a la vez que el operador las utiliza.
Hoy en día los DCSs, los cuales también son llamados algunas veces “sistemas de control de procesos”, son desarrollados para permitir una rápida implementación en el sistema entero integrando todas las bases de datos en una sola. Se diseña una sola base de datos, configurada y operada desde la misma aplicación.
Esto puede tornarse en una reducción seria de costos cuando se usan tecnología DCS si la comparamos con PLC/SCADA (o HMI), al menos en el costo de las horas de ingeniería necesarias. El hardware de los DCSs siempre ha sido considerado costo, esto en realidad ya no es el caso de hoy en día. El hardware de un PLC hoy en día luce como un PLC, y el software puede correr en PC comunes, con la misma red, entonces porque el costo extra? Acaso es el software? Si bien es cierto que el software de los DCS hace que estos sean más caros, pero solo si se compran software con funcionales avanzadas disponibles (que en honor a la verdad frecuentemente no se utilizan o se necesitan).
Si nuestra preocupación es un sistema pequeño o mediano, los precios de la adquisición de hardware y software son muy competentes con los de un sistema PLC/SCADA. Por lo tanto, la diferencia real está en los costos asociados de las horas de mantenimiento/ingeniería invertidas, lo cual es mejorado y simplificado con una única base de datos en el corazón de un DCS.
Hasta este punto, uno puede pensar que la funcionalidad de un DCS esta relegada a los lazos de control, mientras que los PLC están orientadas a aplicaciones discretas y secuenciales, y que por eso no se puede realizar una comparación de igual a igual. Esto es OTRO MITO. Hoy por hoy un DCS es tan funcional y rentable como un PLC para realizar lógica de discreta y secuencial.

 

Podría sorprendernos saber que hoy en día un sistema PLC, HMI y SCADA puede costar más que un DCS para el mismo proceso y aplicación en particular.

 

Tradicionalmente, los DCSs fueron extensos, costosos y muy complejos sistemas orientados para una solución integral para procesos industriales continuos o discretos (batch). Este concepto sigue siendo cierto hoy en día, y para aplicaciones más pequeñas los ingenieros optan por lo general en utilizar PLC/HMI/SCADA con el fin de mantener sus costos bajos.

Pero, Que ha cambiado? La integración de PLCs independientes, la necesidad de interfaces de operación y funcionalidades de supervisión, toma un gran tiempo y esfuerzo. El punto está en que los esfuerzos se centran en hacer que tecnología separada trabaje junta, sin mejorar las operaciones, reducir los costos o mejorar la calidad o rentabilidad de una planta.

 

Sin embargo, un sistema PLC/SCADA puede tener toda o parte de la siguiente lista de base de datos independientes o relacionadas de forma manual:

- Cada controlador y sus I/O asociadas

- Administración de Alarmas

- Manejo de Lotes, producción

- Redundancia en todos los niveles

- Históricos

- Optimización de Activos

- Administración de dispositivos con bus de campo (HART, FF, ProfiBus, etc.)

 

Cada una de estas bases de datos debe ser manualmente sincronizada para que todo el sistema funcione correctamente. Esto es simple después del desarrollo inicial del sistema. Sin embargo, puede convertirse en una complicación innecesaria cuando se realizan cambios y/o mejoras en el sistema durante el tiempo, y mientras más grandes los cambios dan como resultado la programación más horas para realizar el mantenimiento de las bases de datos.

 

Haciendo los cambios

Cada vez que realización un cambio en una base de datos, las demás usualmente requieren ser actualizadas para reflejar los cambios a la perfección. Por ejemplo, cuando se agregan señales I/O y  alguna lógica de control se agrega se puede necesitar cambiar o agregar elementos al SCADA/HMI, al historiador y la base de datos de alarmas. Esto requiere que el ingeniero de planta realice los cambios en cada una de las bases de datos, y no solo en una – y hacerlo bien!!.

 

En otro escenario, un cambio puede ser hecho en la configuración de una alarma dentro de un lazo de control. En el mundo de los PLC no hay una conexión automática entre el PLC mismo y el SCADA/HMI. Esto se puede tornar un serio problema durante la puesta en marcha de una nueva aplicación, donde los límites de alarmas son constantemente ajustadas en el controlador para manejar el proceso, mientras se trata de realizar la administración de las alarmas y mantener actualizadas las aplicaciones HMI con los cambios realizados a la vez que el operador las utiliza.

 

Hoy en día los DCSs, los cuales también son llamados algunas veces “sistemas de control de procesos”, son desarrollados para permitir una rápida implementación en el sistema entero integrando todas las bases de datos en una sola. Se diseña una sola base de datos, configurada y operada desde la misma aplicación.

 

Esto puede tornarse en una reducción seria de costos cuando se usan tecnología DCS si la comparamos con PLC/SCADA (o HMI), al menos en el costo de las horas de ingeniería necesarias. El hardware de los DCSs siempre ha sido considerado costo, esto en realidad ya no es el caso de hoy en día. El hardware de un PLC hoy en día luce como un PLC, y el software puede correr en PC comunes, con la misma red, entonces porque el costo extra? Acaso es el software? Si bien es cierto que el software de los DCS hace que estos sean más caros, pero solo si se compran software con funcionales avanzadas disponibles (que en honor a la verdad frecuentemente no se utilizan o se necesitan).

 

Si nuestra preocupación es un sistema pequeño o mediano, los precios de la adquisición de hardware y software son muy competentes con los de un sistema PLC/SCADA. Por lo tanto, la diferencia real está en los costos asociados de las horas de mantenimiento/ingeniería invertidas, lo cual es mejorado y simplificado con una única base de datos en el corazón de un DCS.

 

Hasta este punto, uno puede pensar que la funcionalidad de un DCS esta relegada a los lazos de control, mientras que los PLC están orientadas a aplicaciones discretas y secuenciales, y que por eso no se puede realizar una comparación de igual a igual. Esto es OTRO MITO. Hoy por hoy un DCS es tan funcional y rentable como un PLC para realizar lógica de discreta y secuencial.

 

 

En el próximo articulo mostraremos las ventajas en todos los pasos de la implementación de un proyecto y mantenimiento de un sistema de control. Hasta la próxima.

 

 

Armado del sistema
Todas las partes de un sistema de control generalmente es instalado y ensamblado en gabinetes aunque otras veces parte del mismo puede ser montado en pared. El gabinete a usar deberá cumplir con las especificaciones del ambiente donde estará instalado el sistema, me refiero a que si el sistema estará instalado en una sala de control con un ambiente inofensivo o si este estará instalado en un ambiente agresivo muy cercado a alguna parte de la planta.
Debemos asegurarnos seguir los lineamientos del fabricante, cumplir con las especificaciones mínimas como la temperatura del ambiente normal de operación y la posición de los dispositivos dentro del gabinete.  De manera general un dispositivo deberá tener el espacio suficiente como para estar en servicio sin problemas y ser removido del mismo para fines de mantenimiento fácilmente sin afectar al resto de componentes. Durante la instalación, la temperatura de la sala que alberga los gabinetes (la cual es la temperatura óptima para la operación de los equipos) debe ser monitoreada y cumplida a cabalidad para asegurar una adecuada disipación del calor interno.
Todos los componentes incluyendo gabinetes, procesadores, FBM (módulos de adquisición de señales), terminales, cables, switches, sistema eléctrico, borneras, etc. debe quedar debidamente etiquetado acorde con la ingeniería presentada (planos y documentos). Una vez que el sistema está plenamente armado, se debe verificar su correcta operación con la configuración de la planta. Cualquier problema deberá ser solucionado a fin de evitar demoras en la revisión de las señales I/O.
Usualmente estas pruebas en las cuales se verifica el armado del sistema y que el sistema “funciona” sin tener o probar aun la configuración se le denominan pruebas FAT (Factory Acceptance Test) o Pruebas de Aceptación de Fabrica en la cual el cliente y el proveedor o vendor dan fe de que los equipos y su interconexión están en perfecto estado físico y no tienen ningún defecto. Si esta prueba es observada el vendor deberá solucionarlo hasta lograr levantar las observaciones (reemplazo de equipos en el caso de que tenga defectos de fábrica, verificación de las interconexiones, verificación del cableado eléctrico, etc.). La aceptación de las pruebas FAT dan luz verde para la revisión de la configuración de la planta.
Generalmente las pruebas FAT son asistidas por un software de diagnóstico que viene con el sistema DCS, en el cual tanto el mismo vendor como el cliente pueden observar el estado de los equipos, si están online o no, si tienen algún cable defectuoso, si la performance de la red de control es buena, incluso probar la redundancia de la red, etc. Además se realiza la inspección física siguiendo la leyenda de colores que el fabricante ofrece para cada equipo o componente del DCS.

 

Todas las partes de un sistema de control generalmente es instalado y ensamblado en gabinetes aunque otras veces parte del mismo puede ser montado en pared. El gabinete a usar deberá cumplir con las especificaciones del ambiente donde estará instalado el sistema, me refiero a que si el sistema estará instalado en una sala de control con un ambiente inofensivo o si este estará instalado en un ambiente agresivo muy cercado a alguna parte de la planta.

 

 

Debemos asegurarnos seguir los lineamientos del fabricante, cumplir con las especificaciones mínimas como la temperatura del ambiente normal de operación y la posición de los dispositivos dentro del gabinete.  De manera general un dispositivo deberá tener el espacio suficiente como para estar en servicio sin problemas y ser removido del mismo para fines de mantenimiento fácilmente sin afectar al resto de componentes. Durante la instalación, la temperatura de la sala que alberga los gabinetes (la cual es la temperatura óptima para la operación de los equipos) debe ser monitoreada y cumplida a cabalidad para asegurar una adecuada disipación del calor interno.

 

Todos los componentes incluyendo gabinetes, procesadores, FBM (módulos de adquisición de señales), terminales, cables, switches, sistema eléctrico, borneras, etc. debe quedar debidamente etiquetado acorde con la ingeniería presentada (planos y documentos). Una vez que el sistema está plenamente armado, se debe verificar su correcta operación con la configuración de la planta. Cualquier problema deberá ser solucionado a fin de evitar demoras en la revisión de las señales I/O.

Armado típico de un DCS IA Series de Invensys Foxboro

Usualmente estas pruebas en las cuales se verifica el armado del sistema y que el sistema “funciona” sin tener o probar aun la configuración se le denominan pruebas FAT (Factory Acceptance Test) o Pruebas de Aceptación de Fabrica en la cual el cliente y el proveedor o vendor dan fe de que los equipos y su interconexión están en perfecto estado físico y no tienen ningún defecto. Si esta prueba es observada el vendor deberá solucionarlo hasta lograr levantar las observaciones (reemplazo de equipos en el caso de que tenga defectos de fábrica, verificación de las interconexiones, verificación del cableado eléctrico, etc.). La aceptación de las pruebas FAT dan luz verde para la revisión de la configuración de la planta.

 

Generalmente las pruebas FAT son asistidas por un software de diagnóstico que viene con el sistema DCS, en el cual tanto el mismo vendor como el cliente pueden observar el estado de los equipos, si están online o no, si tienen algún cable defectuoso, si la performance de la red de control es buena, incluso probar la redundancia de la red, etc. Además se realiza la inspección física siguiendo la leyenda de colores que el fabricante ofrece para cada equipo o componente del DCS.

 

 

 

3° Entrega Medición de Nivel, Radar
Al comenzar esta tercera entrega, quisiera comentar aquellos aspectos positivos y negativos del sensor de nivel Ultrasónico, esto para poder llevarnos a la decisión de ocupar un sensor de nivel tipo radar.
El medidor de nivel tipo ultrasónico, como ya habíamos comentado, ocupa un principio mecánico de funcionamiento, esto debido a que desplaza el medio por el cual se traslada, tiene sus aspectos favorables,  bajo costo comparativo, fácil instalación, configuración rápida, definido para varios rangos de trabajo, según el sensor a ocupar, fácil mantención, fácil cableado, diferentes tipos de rangos para alimentación eléctrica, etc.
De los inconvenientes que presentan, uno de los más importantes, se ven perjudicados por el polvo en suspensión, vapores y cualquier material particulado en suspensión, la precisión de trabajo o la que se quiere buscar.
Cada una de lo visto anteriormente nos lleva a buscar una posibilidad más, RADAR que se ajusta a aquellas necesidades de procesos más agresivos con respecto a material particulado, gases, vapores o cualquier otro medio de contaminación, por llamarlo de alguna forma, que no permita una medición libre entre el sensor y la superficie a medir.
Un factor importante a considerar, tanto en aplicar o no, es la presión a la cual se encuentra sometido el sensor, MAXIMO 3 BAR, y como límite inferior, MINIMO 1 ATM.
Bueno, frente a estas limitante, que solo lo dirá el proceso, debemos tener otra alternativa para poder medir en otro ambiente más agresivo o con otras características y llegamos al MICROONDAS o Ondas de RADAR.
Principio de Medición por Microondas
Tiempo de desplazamiento, nuevamente, es lo que nos permite realizar una medición de nivel, pero en este caso en vez de tener un Pulso mecánico, tendremos un Impulso de Microondas que es emitido y recibido por una trompeta.
RADAR= Detección y Localización por Radio
Emitimos un pulso de aprox 0,8 ns de duración que es emitido y recibido por la Trompeta. Un punto importante a considerar el que este pulso viaja a la velocidad de la LUZ. Otro factor importante es con respecto a las personas, su baja potencia de radiación es segura para estanques metálicos y no metálicos, y además, sin riesgos para las personas.
Tampoco se ven afectados por temperatura, condiciones de alta presión o vacio, presencia de polvo o vapores.
Un factor importante que se debe considerar es la Impedancia del medio que reflejara la señal, esta debe ser, en lo posible, superior a 10 mS/cm. Existen modelos para valores inferiores, pero nunca menor a 1,4 mS/cm.
NOTA: existen tablas que nos dicen las impedancias de los materiales a medir, que viene con cada equipo, según la marca.
Las siguientes imágenes nos muestran un sensor de nivel de tipo radar
Este equipo se ocupa donde las características del proceso no permiten ocupar un sensor de nivel ultrasónico, ya que la cantidad de polvo es muy superior a lo normal, se debe tomar en cuenta que un nivel de aproximadamente 15 m ya no es posible ver el fondo del silo en condiciones normal de trabajo.
Esta es la imagen muestra la corneta o Horn, donde se concentra la salida de la onda electromagnética, la consideración importante que debe tener este equipo es que, como se dijo, la señal es de tipo electromagnética, por lo tanto el polvo al hacer ingreso al Horn, existe una perturbación de tipo eléctrico por lo tanto perturba la señal de medición.
Por lo tanto los equipos cuentan con una toma de ¼ NPT, mayoritariamente, para la instalación de tubing neumático, que se alimenta con 15 PSI con el propósito de tener un suministro de aire desde el interior al exterior, o sea, una presurización de la corneta y expulsar el aire, impidiendo que ingrese polvo a su interior y cause ruido eléctrico.
La limpieza del equipo es lo más importante, solo su interior. Los equipos son sellados, sin indicación local, ya que solo tiene indicación remota. Para esta aplicación extrema.
Espero con estos datos haber entregado información práctica con respecto a estos equipos, cualquier duda o consulta
Mail: Esta dirección de correo electrónico está protegida contra spambots. Usted necesita tener Javascript activado para poder verla.
Twitter: @instrumentacion

 

Al comenzar esta tercera entrega, quisiera comentar aquellos aspectos positivos y negativos del sensor de nivel Ultrasónico, esto para poder llevarnos a la decisión de ocupar un sensor de nivel tipo radar.

 

El medidor de nivel tipo ultrasónico, como ya habíamos comentado, ocupa un principio mecánico de funcionamiento, esto debido a que desplaza el medio por el cual se traslada, tiene sus aspectos favorables,  bajo costo comparativo, fácil instalación, configuración rápida, definido para varios rangos de trabajo, según el sensor a ocupar, fácil mantención, fácil cableado, diferentes tipos de rangos para alimentación eléctrica, etc.

 

De los inconvenientes que presentan, uno de los más importantes, se ven perjudicados por el polvo en suspensión, vapores y cualquier material particulado en suspensión, la precisión de trabajo o la que se quiere buscar.

 

Cada una de lo visto anteriormente nos lleva a buscar una posibilidad más, RADAR que se ajusta a aquellas necesidades de procesos más agresivos con respecto a material particulado, gases, vapores o cualquier otro medio de contaminación, por llamarlo de alguna forma, que no permita una medición libre entre el sensor y la superficie a medir.

 

Un factor importante a considerar, tanto en aplicar o no, es la presión a la cual se encuentra sometido el sensor, MAXIMO 3 BAR, y como límite inferior, MINIMO 1 ATM.

 

Bueno, frente a estas limitante, que solo lo dirá el proceso, debemos tener otra alternativa para poder medir en otro ambiente más agresivo o con otras características y llegamos al MICROONDAS o Ondas de RADAR.

 

Principio de Medición por Microondas

Tiempo de desplazamiento, nuevamente, es lo que nos permite realizar una medición de nivel, pero en este caso en vez de tener un Pulso mecánico, tendremos un Impulso de Microondas que es emitido y recibido por una trompeta.

 

RADAR= Detección y Localización por Radio

 

Emitimos un pulso de aprox 0,8 ns de duración que es emitido y recibido por la Trompeta. Un punto importante a considerar el que este pulso viaja a la velocidad de la LUZ. Otro factor importante es con respecto a las personas, su baja potencia de radiación es segura para estanques metálicos y no metálicos, y además, sin riesgos para las personas.

 

Tampoco se ven afectados por temperatura, condiciones de alta presión o vacio, presencia de polvo o vapores.

 

Un factor importante que se debe considerar es la Impedancia del medio que reflejara la señal, esta debe ser, en lo posible, superior a 10 mS/cm. Existen modelos para valores inferiores, pero nunca menor a 1,4 mS/cm.

 

NOTA: existen tablas que nos dicen las impedancias de los materiales a medir, que viene con cada equipo, según la marca.

 

Las siguientes imágenes nos muestran un sensor de nivel de tipo radar

 

Este equipo se ocupa donde las características del proceso no permiten ocupar un sensor de nivel ultrasónico, ya que la cantidad de polvo es muy superior a lo normal, se debe tomar en cuenta que un nivel de aproximadamente 15 m ya no es posible ver el fondo del silo en condiciones normal de trabajo.

 

Esta es la imagen muestra la corneta o Horn, donde se concentra la salida de la onda electromagnética, la consideración importante que debe tener este equipo es que, como se dijo, la señal es de tipo electromagnética, por lo tanto el polvo al hacer ingreso al Horn, existe una perturbación de tipo eléctrico por lo tanto perturba la señal de medición.

 

 

Por lo tanto los equipos cuentan con una toma de ¼ NPT, mayoritariamente, para la instalación de tubing neumático, que se alimenta con 15 PSI con el propósito de tener un suministro de aire desde el interior al exterior, o sea, una presurización de la corneta y expulsar el aire, impidiendo que ingrese polvo a su interior y cause ruido eléctrico.

 

 

La limpieza del equipo es lo más importante, solo su interior. Los equipos son sellados, sin indicación local, ya que solo tiene indicación remota. Para esta aplicación extrema.

 

Espero con estos datos haber entregado información práctica con respecto a estos equipos, cualquier duda o consulta escribir a:

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La instalación de un sistema DCS es de mucha importancia para el personal de seguridad y la confiabilidad del sistema. Los pasos involucrados en la instalación de un sistema de control distribuido incluyen:
- Energizado y aterramiento (Power and Grounding)
- Armado del Sistema
- Calefaccion, Ventilacion y aire a condicionado (HVAC)
- Cableado de campo y revisión
- Instalacion de Buses o red de datos
Durante la instalación del sistema de control se ejecutan multiples pasos que pueden ser ejecutados en paralelo para reducir el tiempo de instalación requerido. Los grupos de electricidad e instrumentacion deben trabajar de la mano con la forma de ingeniería responsable del diseño del sistema y documentación. Durante el comisionamiento, las hojas de lazos, diagramas P&D, y demás detalles de la documentación tienen que ser revisados minuciosamente. Si hubiera que realizar cambios en las instalaciones debemos verificar su impacto en la configuración del sistema para no tener sorpresas en adelante.
Energizado y puesta a tierra
Si un proceso es crítico para la operación de la planta y se desea minimizar las interrupciones, se deberían incluir fuentes de energía secundarias independientes en el diseño de la planta. Los efectos del ruido eléctrico puede ser minimizados utilizando fuentes de energía AC aisladas, puesta a tierra en puntos concretos, lo que minimizaría la influencia negativa en el cableado de señales ante campos eléctricos, además de la selección de cableado adecuado y sus rutas, incluyendo una adecuada separación. Una puesta a tierra correcta es importante para la seguridad del usuario y la operación eficiente de nuestro sistema de control. Los métodos de instalación para obtener una buena potencia y puesta a tierra son definidas en los estándares definidos en la industria (). A continuación podemos ver un típico sistema de aterramiento:
Durante la instalación, debemos revisar o supervisar la calidad de la energía y la puesta a tierra del sistema de control. Para esto debemos verificar los niveles de voltaje, carga diseñada en el transformador, y niveles de ruido.
Lograr un voltaje CERO referencia con la línea de tierra es esencial para confirmar un adecuado aterramiento. La figura siguiente muestra algunos puntos importantes a tener en cuenta a la hora de realizar la instalación de la puesta a tierra:
A: Colocar cable aislado, de tamaño
B: Cuando se use sistemas de tierra dedicada, y cuando la conexión galvánica con la tierra de la planta sea requerida, esta conexión debe tener una inductancia de > o = 20uH, con baja capacitancia parasita. Por esto se debe usar una adecuada impedancia a alta frecuencias, o un conductor aislado de 6 AWG (16mm2) mínimo, con una longitud de 20m (60ft).
C: Cada fuente de energía del sistema debe retornar a un único punto de tierra. Los siguientes valores de resistencia para puesta a tierra deben ser tomados (recomendados por el estándar IEEE 142):
- Para aplicaciones de plantas de energía, la resistencia debe ser 1 OHM o menos.
- Para plantas industriales, la resistencia de la tierra debe 5 OHM o menos.

 

La instalación de un sistema DCS es de mucha importancia para el personal de seguridad y la confiabilidad del sistema. Los pasos involucrados en la instalación de un sistema de control distribuido incluyen:

- Energia y aterramiento (Power and Grounding)

- Armado del Sistema

- Calefaccion, Ventilacion y aire a condicionado (HVAC)

- Cableado de campo y revisión

- Instalacion de Buses o red de datos

Durante la instalación del sistema de control se ejecutan multiples pasos que pueden ser ejecutados en paralelo para reducir el tiempo de instalación requerido. Los grupos de electricidad e instrumentacion deben trabajar de la mano con la forma de ingeniería responsable del diseño del sistema y documentación. Durante el comisionamiento, las hojas de lazos, diagramas P&D, y demás detalles de la documentación tienen que ser revisados minuciosamente. Si hubiera que realizar cambios en las instalaciones debemos verificar su impacto en la configuración del sistema para no tener sorpresas en adelante.

Energia y puesta a tierra


Si un proceso es crítico para la operación de la planta y se desea minimizar las interrupciones, se deberían incluir fuentes de energía secundarias independientes en el diseño de la planta. Los efectos del ruido eléctrico puede ser minimizados utilizando fuentes de energía AC aisladas, puesta a tierra en puntos concretos, lo que minimizaría la influencia negativa en el cableado de señales ante campos eléctricos, además de la selección de cableado adecuado y sus rutas, incluyendo una adecuada separación. Una puesta a tierra correcta es importante para la seguridad del usuario y la operación eficiente de nuestro sistema de control. Los métodos de instalación para obtener una buena potencia y puesta a tierra son definidas en los estándares definidos en la industria (). A continuación podemos ver un típico sistema de aterramiento:

Durante la instalación, debemos revisar o supervisar la calidad de la energía y la puesta a tierra del sistema de control. Para esto debemos verificar los niveles de voltaje, carga diseñada en el transformador, y niveles de ruido.

 

Lograr un voltaje CERO referencia con la línea de tierra es esencial para confirmar un adecuado aterramiento. La figura siguiente muestra algunos puntos importantes a tener en cuenta a la hora de realizar la instalación de la puesta a tierra:

A: Colocar cable aislado, de tamaño

B: Cuando se use sistemas de tierra dedicada, y cuando la conexión galvánica con la tierra de la planta sea requerida, esta conexión debe tener una inductancia de > o = 20uH, con baja capacitancia parasita. Por esto se debe usar una adecuada impedancia a alta frecuencias, o un conductor aislado de 6 AWG (16mm2) mínimo, con una longitud de 20m (60ft).

C: Cada fuente de energía del sistema debe retornar a un único punto de tierra. Los siguientes valores de resistencia para puesta a tierra deben ser tomados (recomendados por el estándar IEEE 142):

- Para aplicaciones de plantas de energía, la resistencia debe ser 1 OHM o menos.

- Para plantas industriales, la resistencia de la tierra debe 5 OHM o menos.

 

 

 

 

La instalación y comisionamiento de un sistema de control distribuido impacta en el costo y el cronograma implementado de una planta nueva o de una expansión para una planta existente. También, el trabajo realizado durante esta parte de la implementación puede tener impacto a largo plazo en la operación de la planta y la confiabilidad del sistema. Los pasos asociados con la instalación y comisionamiento son similares ya sea si un sistema de control es provisto para una planta en construcción (nueva) o como parte de una mejora de un sistema existente. Sin embargo, los detalles de implementación de la instalación y comisionamiento dependen de la tecnología incorporada en el sistema de control, por ejemplo, buses de campo versos actuadores tradicionales. También, en algunos casos la manera la cual la implementación es hecha dependerá del diseño del sistema de control y el equipamiento de campo. Por tanto, los pasos recomendados en este artículo y los que siguen a este pueden ser usados como guías para examinar detalladamente los requerimientos de cada caso clave de una instalación y comisionamiento.
En la mayoría de los casos la configuración del sistema es completada antes de que la instalación empiece. Incluso si el hardware del sistema aún no está disponible, los sistemas de control modernos permiten realizar una configuración completa y ejecutar la misma en una simulación incluyendo las entradas y salidas (I/O). Usando esta capacidad, la lógica de control, la configuración de alarmas, y pantallas de operación pueden revisadas de antemano.
También, usando simulación de proceso y control, es posible realizar el entrenamiento de operadores con la interface del sistema, valores que dependerán mucho de la calidad de simulación del proceso. Por lo tanto, todos los esfuerzos deberían estar enfocados en que el sistema esté listo para instalar, los operadores ya estén familiarizados con el sistema de control y la interfaz de operación. También, debería haber la confianza de que la configuración del sistema ya esté totalmente completa, excepto la asignación de los I/O, las cuales deberán ser verificadas durante la instalación usando los dispositivos de campos actuales.
El comisionamiento y puesta en marcha se beneficiaran si el diseño está debidamente documentado, particularmente en el área eléctrica y de Instrumentacion (E&I), y también si el equipo de comisionamiento está bien entrenado y los operadores tiene experiencia con el proceso en particular. Es vital que los paquetes de software instalado sean ampliamente conocidos y que la comunicación entre los dispositivos inteligentes de diferentes marcas incluyendo analizadores será totalmente revisado.

 

La instalación y comisionamiento de un sistema de control distribuido impacta en el costo y el cronograma implementado de una planta nueva o de una expansión para una planta existente. También, el trabajo realizado durante esta parte de la implementación puede tener impacto a largo plazo en la operación de la planta y la confiabilidad del sistema. Los pasos asociados con la instalación y comisionamiento son similares ya sea si un sistema de control es provisto para una planta en construcción (nueva) o como parte de una mejora de un sistema existente. Sin embargo, los detalles de implementación de la instalación y comisionamiento dependen de la tecnología incorporada en el sistema de control, por ejemplo, buses de campo versos actuadores tradicionales. También, en algunos casos la manera la cual la implementación es hecha dependerá del diseño del sistema de control y el equipamiento de campo. Por tanto, los pasos recomendados en este artículo y los que siguen a este pueden ser usados como guías para examinar detalladamente los requerimientos de cada caso clave de una instalación y comisionamiento.

 

 

En la mayoría de los casos la configuración del sistema es completada antes de que la instalación empiece. Incluso si el hardware del sistema aún no está disponible, los sistemas de control modernos permiten realizar una configuración completa y ejecutar la misma en una simulación incluyendo las entradas y salidas (I/O). Usando esta capacidad, la lógica de control, la configuración de alarmas, y pantallas de operación pueden revisadas de antemano.

 

También, usando simulación de proceso y control, es posible realizar el entrenamiento de operadores con la interface del sistema, valores que dependerán mucho de la calidad de simulación del proceso. Por lo tanto, todos los esfuerzos deberían estar enfocados en que el sistema esté listo para instalar, los operadores ya estén familiarizados con el sistema de control y la interfaz de operación. También, debería haber la confianza de que la configuración del sistema ya esté totalmente completa, excepto la asignación de los I/O, las cuales deberán ser verificadas durante la instalación usando los dispositivos de campos actuales.

 

El comisionamiento y puesta en marcha se beneficiaran si el diseño está debidamente documentado, particularmente en el área eléctrica y de Instrumentacion (E&I), y también si el equipo de comisionamiento está bien entrenado y los operadores tiene experiencia con el proceso en particular. Es vital que los paquetes de software instalado sean ampliamente conocidos y que la comunicación entre los dispositivos inteligentes de diferentes marcas incluyendo analizadores será totalmente revisado.

 

 

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