Propuesta-de-un-sistema-instrumentado-de-seguridad-para-la-plataforma-de-compresion-Abkatun-Alfa

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA 
DE MÉXICO 
 
 
FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES 
 CUAUTITLÁN 
 
 
 
 
PROPUESTA DE UN SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD 
PARA LA PLATAFORMA DE COMPRESIÓN ABKATÚN ALFA 
 
 
 
 
 
T E S I S 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
 
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA 
P R E S E N T A: 
 
ALEJANDRO TREJO PÉREZ 
 
 
 
ASESOR: ING. LEONARDO SERGIO LARA FLORES 
 
 
 
 
 
 
CUAUTITLAN IZCALLI, EDO. DE MEX. 2007 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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respectivo titular de los Derechos de Autor. 
 
 
 
DEDICATORIAS 
 
 
 
 
 
 
A ti Dios por darme la vida y permitirme ver concluida esta etapa, por darme los retos y la oportunidad 
de aprender de quienes dieron su tiempo para enseñar. 
 
 
 
 
 
Luis y Margarita: 
 
Por su dedicación y apoyo incondicional siempre que lo necesité, por sus enseñanzas y principios que 
llevare conmigo todos los días de mi vida…. Gracias Papas 
 
 
 
 
 
Gerardo y Areli: 
 
A mis hermanos les por los momentos agradables y de confianza mutua y su apoyo siempre dispuesto. 
 
 
 
 
 
 
Cynthia: 
 
 
Por acompañarme en este camino juntos siempre gracias amor por servirme de inspiración para continuar 
creciendo día a día… Te amo 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A la Universidad por abrirme sus puertas al conocimiento y la conciencia, por todos sus recursos humanos 
y materiales con los que pude forjarme como profesional. 
 
 
 
 
 
Al Ing. Leonardo Sergio Lara Flores: 
 
Por su tiempo dedicación y facilidades para la realización de este trabajo 
 
 
 
 
 
 
Al Ing. Iván Zavalza: 
 
Por su colaboración desinteresada y los consejos siempre acertados. 
 
 
 
 
 
 
Al I.M.P.: 
 
Por darme la oportunidad de integrarme al ámbito laboral, y darme la oportunidad de conocer el 
fascinante mundo de la industria petrolera 
 
ÍNDICE GENERAL 
 
 
CAPÍTULO I 
INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD 
 
1.1.Historia 
1.2.Terminología usada en los Sistemas Instrumentados de Seguridad (SIS) 
1.2.1. Disponibilidad (Availability) 
1.2.2. Probabilidad de Falla en demanda (PFD) 
1.2.3. Confiabilidad (Reliability) 
1.2.4. Nivel de integridad de Seguridad (SIL) 
1.2.5. Modos de falla 
1.2.5.1. Fallas detectables 
1.2.5.2. Fallas ocultas 
1.2.5.3. Fallas de causa común 
1.2.5.4. Fallas sistemáticas 
1.2.6. Riesgo 
1.2.6.1.Reducción del riesgo 
1.2.6.2.Medición de riesgos 
1.2.6.2.1. Métodos cualitativos 
1.2.6.2.1.1. Listas de verificación (Check List) 
1.2.6.2.1.2. Análisis What if…? (‘¿Que pasa si..?) 
1.2.6.2.1.3. HAZOP (Harzad and operatibility) 
1.2.6.2.1.4. Árbol de fallas 
1.2.6.2.2. Métodos cuantitativos 
1.2.6.2.2.1. Método de Markov 
1.3.Ciclo de vida de seguridad 
1.3.1. Ciclo de vida de seguridad según ISA S-84.01 
1.3.2. Ciclo de vida de seguridad según IEC-61508 
1.4.Sistema Básico de Control de Proceso 
1.5.Sistemas de Seguridad 
1.5.1. Sistemas de Paro por Emergencia 
1.5.2. Sistemas contra Gas y Fuego 
 
CAPÍTULO II 
INSTRUMENTACIÓN 
 
2.1. Introducción. 
2.2. Principales variables de medición usadas en seguridad 
2.2.1. Transmisor de Presión 
2.2.1.1. Elemento de película delgada 
2.2.1.2. Sensor piezoresistivo con punte de Wheatstone 
2.2.2. Transmisores de Temperatura 
2.2.2.1. Termoresistencias 
2.2.2.2. Termopares 
2.2.3. Transmisores de Nivel 
 
2.2.4. Interruptores 
2.2.5. Elementos actuadores 
2.3. Clasificación eléctrica de los instrumentos de seguridad 
2.3.1. Introducción 
2.4. Instrumentación inteligente 
2.5. Protección eléctrica en campo y cuarto de control 
2.5.1. Cajas a prueba de explosión 
2.5.2. Barreras de seguridad intrínseca 
 
CAPÍTULO III 
NORMAS Y ESTÁNDARES 
3.1. IEC 61508 
3.2. IEC 61511 
3.3. ISA S-84.01 
3.4. PEMEX NRF 045-2002 
3.5. Certificación TÜV 
 
 
CAPÍTULO IV 
CONTROLADORES ELECTRÓNICOS 
 
4.1. Solucionadores Lógicos 
4.1.1. Controladores Lógicos Programables(PLC’s) de propósito general 
4.1.2. Sistemas de Control Distribuido (DCS’s) 
4.1.3. PLC de seguridad 1oo1 
4.1.4. PLC de seguridad 1oo2 
4.1.5. TMR 2oo3 
4.1.6. PLC de seguridad 2oo4 
4.2. Control avanzado 
4.3. Software 
 
 
CAPITULO V 
APLICACIÓN DE UN SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURIDAD 
 
5.1. Plataforma de Compresión del complejo Abkatún Alfa. 
5.1.1. Área de Trampas 
5.1.2. Área de Separación 
5.1.3. Área de compresión 
5.1.4. Área de endulzadoras 
5.1.5. Servicios Auxiliares 
5.1.5.1. Suministro de aire de instrumentos 
5.1.5.2. Suministro de energía eléctrica 
5.1.5.3. Suministro de potencia hidráulica 
5.1.5.4. Agua de servicios 
5.2. Consideraciones generales 
5.3. Propuesta de la Arquitectura 
 
5.4. Instrumentación 
5.5. Solucionador lógico 
5.6. Actuadores 
 
CONCLUSIONES. 
 
 1
CAPÍTULO I 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
 
1.1 HISTORIA 
 
A lo largo de la historia moderna en la cual la industrialización toma el auge en la producción mediante la 
invención de máquinas y el uso de energía eléctrica como principal fuente motriz de los procesos, además 
de que los avances tecnológicos día a día van cambiando y mejorando sobre todo en el área electrónica y 
de control. 
Resulta inevitable evaluar la eficiencia en términos económicos de cualquier compañía, fábrica o ente 
productivo que involucre grandes procesos de producción ya que los procesos se traducen a balances 
económicos que nos dan idea de que tan productivo es el proceso. Cabe mencionar que a veces el mínimo 
error en la planeación o ejecución de los procesos técnicos o administrativos causan grandes pérdidas ya 
sea por tener los equipos sin producir o bien la mala ejecución desencadenó un daño total o parcial a 
algún equipo o máquina. 
Entonces fue que se comenzaron a considerar las condiciones en las que un proceso podría tornarse 
inestable o bien peligroso para lo cual el mismo fabricante del equipo hacía pruebas y determinaba el 
punto en el cual la maquinaria podría tener problemas, no obstante eso no garantizaría cabalmente la 
seguridad del proceso, dicho proceso involucra además de maquinaria otros elementos que a su vez tienen 
riesgos de falla a ciertas condiciones y que hacen una serie de combinaciones capaces de poner en 
peligro todo un proceso. 
 
Los primeros elementos protectores fueron elementos sencillos sin ninguna garantía de que funcionaran 
correctamente e incluso de que esos elementos protectores se tornaran en focos de peligro al hacer parar 
en falso a un equipo con el afán de “protegerlo”. Así fueron evolucionando los elementos protectores que 
fueron siendo más seguros y confiables, hasta que llegaron a la lógica de relevadores y luego con los 
sistemas eléctricos-mecánicos y luego los electrónicos a modernizar el proceso y también a protegerlos, a 
principios de los años 80’s se comenzó a usar PLC’s (Programmable Logic Controllers) Controladores 
Lógicos Programables, los cuales debido a su reciente aparición de manera comercial tuvieron problemas 
y prácticamente fueron sacados del mercado, sin embargo los fabricantes de PLC’s no se dieron por 
vencidos recurrieron a usar elementos más estándar y de propósito general como los microprocesadores, 
lo cual aumentó en gran medida sus capacidades y disminuyó sus costos, lo cual se popularizó en los años 
90’s y dió como resultado su uso en casi todas las aplicaciones y por ende también su desarrollo para 
ofrecer mejoras y capacidades más atractivas paraprocesos que requerían de una capacidad de respuesta 
alta. 
 
Mientras diferentes fabricantes peleaban por ofrecer las mejores características en sus equipos nace la 
necesidad de que hubiera una manera honesta de comparación entre dos equipos que decían ofrecer “lo 
mejor”, diferentes organizaciones como la de Seguridad Profesional y Administración de la Salud en 
Estados Unidos (Occupational Safety Healt Administration) comienza por establecer lineamientos que 
protejan la integridad de los trabajadores, su entorno y el medio ambiente, esto definitivamente no era una 
prioridad para los industriales, aunque el protegerlos evitaba tanto pagar indemnizaciones como tener 
riegos al proceso, asociaciones como la Asociación Nacional de protección de Fuego (NFPA) emiten la 
 2
descripción de los sistemas dedicados a la detección de fuego en las industrias, que evidentemente 
representa un gran riesgo al personal y un posible paro de producción. 
Mientras la tecnología sigue avanzando también la normalización de cómo proteger las instalaciones se 
va haciendo tema de discusión y diferentes organismos generan documentos varios, tal es el caso de la 
ISA (Sociedad de Instrumentistas de América) la cual emite normas y recomendaciones sobre la 
instalación de sistemas de protección y seguridad, en el continente europeo concretamente en Alemania 
emiten las normas DIN (Deutsches Institut Für Normung) las cuales incluyen estudios más profundos 
para la implementación de sistemas basados en microprocesadores dedicados a seguridad, también 
existen los laboratorios TÜV (Technischer Überwachungs–Verein ) de procedencia Alemana cuya 
principal misión es ver que se cumplan las recomendaciones DIN y otros estándares europeos. La 
Comisión Internacional Electrotecnia (IEC) desarrolló también normas, estándares y recomendaciones 
que son aplicables tanto a Sistemas de Seguridad como de Proceso. 
 
JUSTIFICACIÓN 
 
Petróleos Mexicanos tiene por objetivo en sus diferentes subsidiarias la productividad, ya que ello 
representa ingresos diarios para México necesarios para dar cumplimiento con los objetivos económicos 
planeados, sin embargo para que exista la productividad al menos en los procesos es necesario que estos 
se lleven a cabo con estricto apego a las condiciones operativas de diseño para las cuales fueron creados, 
sin embargo en la mayoría de los casos esto es difícil de cumplir debido a los cambios que se presentan ya 
sea por fluctuaciones en temperatura presión o flujo, no obstante para estas condiciones hay limites que 
si son sobrepasadas se pueden convertir en condiciones de peligro para la instalación y todo lo que le 
rodea, un SIS (Sistema Instrumentado de Seguridad) tiene por objetivo el detener la instalación “a 
tiempo” antes que pueda acontecer un desastre que pueda cobrar vidas humanas desastres ecológicos y 
daños a los equipos de producción, es por ello se plantea esta ingeniería llamada conceptual para que 
sirva de base en la elaboración de la ingeniería básica y de detalle para la implementación de un SIS en la 
plataforma Abakatún Alfa, para ello se plantean en primera instancia en este capítulo los conceptos 
básicos, en el segundo capitulo se abarca la instrumentación, en el tercero la normatividad que aplica, en 
el cuarto los solucionadores lógicos y en el quinto la descripción de operación de la plataforma y una 
propuesta para la implementación del SIS. 
 
 
1.2 TERMINOLOGÍA USADA EN SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURIDAD (SIS) 
 
Dentro de los SIS se usan definiciones importantes de las que hablaremos a lo largo del presente trabajo 
de manera frecuente, estas definiciones son emitidas principalmente por estándares y normas. 
 
 
1.2.1 DISPONIBILIDAD 
 
La disponibilidad (Availability) de un sistema es la relación entre el tiempo que el sistema funciona como 
se conceptualizó y el tiempo total de vida del sistema, idealmente esta relación debe ser en porcentaje el 
100%, aunque existen 3 posibles escenarios de disponibilidad, en el primero, el proceso y el SIS están 
disponibles, en un segundo escenario el SIS está disponible y el proceso no, debido a un disparo en falso 
que realizó el SIS, y un tercero en el cual el proceso está disponible y el SIS no debido a una falla en el 
sistema. 
 
 3
La disponibilidad matemáticamente queda expresada como: 
 
TT
FTA = o bien 
MTTRMTBF
MTBFA
+
= 
 
Donde: 
 
A Disponibilidad 
FT Fracción de tiempo 
TT Tiempo total 
MTTR Tiempo Medio Para Reparación (Mean Time To Repair) Tiempo Medio 
para reparar, es el tiempo que tardará el sistema para que un vez que se 
presentó una falla, este no vuelva a presentarla . 
MTBF Tiempo Medio entre Fallas (Mean Time Between Failure), que es el tiempo 
que tardará en presentar el sistema una falla y a su vez es inverso de λ el 
cuál es un coeficiente de fallas o también llamado rango de peligro 
denotado por 
Hrs
NF
=λ , NF son el número de fallas y las horas están 
denotadas en Millones. 
 
 
 
1.2.2 PROBABILIDAD DE FALLA EN DEMANDA (PFD) 
 
Este término es complemento de la disponibilidad, aunque también es conocido como no disponibilidad 
(Unavailability) y la función que la define es: 
 
U= 1-A 
 
1.2.3 CONFIABILIDAD 
 
Este concepto se define como la probabilidad (Reliability) de que un sistema opere correctamente bajo 
condiciones predeterminadas durante un tiempo determinado. La confiabilidad es resultado de muchos 
factores, tal como la calidad de sus componentes estos deben presentar una muy buena manufactura para 
que puedan garantizar un desempeño óptimo en su vida útil, esto es logrado debido a los estándares de 
calidad con los que los fabricantes de equipo se apegan rigurosamente para sacar al mercado sus 
productos. También puede lograrse una alta confiabilidad mediante técnicas de redundancia que es el 
hecho de poner a varios elementos del mismo tipo a desempeñar una función, así como que los 
dispositivos trabajen no a límite de sus capacidades para no estar propensos a daños por sobre rangos o 
situaciones extremas. 
La confiabilidad es denotada como : 
teR λ−= 
Donde: 
 R Confiabilidad 
λ Coeficiente de fallas 
 t Tiempo en años 
 4
 
1.2.4 NIVEL DE INTEGRIDAD DE SEGURIDAD (SIL) 
 
El Nivel de Integridad de Seguridad (Safety Integrity Level) es una representación estadística de 
integridad del Sistema Instrumentado de seguridad (SIS) cuando la demanda del proceso ocurre, es decir 
cuando sucede una situación adversa en el proceso. Tanto en ISA y la IEC es usado para medir la 
confiabilidad del SIS y asignan en ISA S-84.01 tres niveles, mientras que para IEC 61508 existen cuatro, 
los tres primeros cubren el área de procesos y el cuarto es para el área nuclear y aeronáutica. 
El SIL está directamente relacionado con la probabilidad de Falla en Demanda, 
 
1.2.5 MODOS DE FALLA 
 
Una Falla es cuando existe una diferencia entre la respuesta que genera un equipo a la respuesta que se 
espera y puede generar una situación de peligro o u paro de producción en los casos más críticos, los 
sistemas de seguridad tienen 2 tipos de fallas: Detectables y Ocultas 
 
1.2.5.1 FALLAS DETECTABLES 
 
a) Falla segura: es la que ocurre cuando un SIS (Sistema Instrumentado de Seguridad) se daña y 
genera un paro de la instalación en falso, o sea que nunca existió una condición potencialmente 
peligrosa que ameritara detener la instalación,, aunque esta también puede darse en los 
instrumentos sensores de campo, cuando los instrumentos reportan una falsa medición. 
 
b) Fallas aleatorias Son fallas que suceden a veces de manera absurda e inesperadas, generalmente 
tienen que ver con el entorno que rodea al sistema (condiciones climatológicas, fauna, etc.). 
 
1.2.5.2 FALLAS OCULTAS 
 
a) Falla peligrosa, es cuando el sistema no responde ante una señal de peligro pudiendo desencadenar 
una situación de peligro latente, esta se pude dar en los instrumentos sensores, acuadores o en el 
solucionador lógico 
Es por ello que es importante contar conrutinas de diagnóstico que continuamente verifique el buen 
funcionamiento integral del sistema. 
 
1.2.5.3 FALLAS DE CAUSA COMÚN 
 
Este tipo de fallas se genera por el uso de dos o más dispositivos iguales en tecnología, un ejemplo podría 
ser un instrumento propenso a falla por temperatura relativamente alta, si se instalan dos de estos 
instrumentos iguales para un mismo servicio, ambos podrían presentar la misma falla debido a una causa 
común, esto puede disminuirse o eliminarse usando separación, es decir el uso de tecnologías diferentes o 
de principios de operación distintos, así como el uso de diagnósticos y una vez puesto en funcionamiento 
aplicando las rutinas de mantenimiento correspondientes. 
 
1.2.5.4 FALLAS SISTEMÁTICAS 
 
 5
Fallas debidas a errores de diseño principalmente, que suelen ser de programación, ya sea por errores de u 
omisiones de la conceptualización del proceso que tienen como consecuencia que el sistema de seguridad 
falle en alguna combinación particular de entradas o bajo una condición de ambiente en particular. 
 
 
1.2.6 RIESGO 
 
El riesgo es una probabilidad de ocurrencia de un evento no deseado bajo circunstancias definidas, y que 
puede ser de diferentes magnitudes de impacto para el personal, la instalación industrial o el medio 
ambiente, es por ello que es importante tomar medidas preventivas para lograr lo que llamamos un nivel 
de riesgo aceptable. 
 
1.2.6.1 REDUCCIÓN DEL RIESGO 
 
Es posible reducir el riesgo mediante la puesta en marcha de diferentes sistemas de protección que 
evitarán que el proceso pueda llegar a situaciones peligrosas. 
En la figura 1.1 se puede ver esto de manera gráfica, en la flecha que mide el nivel de riesgo del proceso, 
esta en su punto más alto representa el riesgo inherente del proceso, es decir el riesgo que por si mismo 
Fig.1.1 Reducción del riesgo 
 
 6
implica el proceso, las flechas en sentido inverso son los sistemas para disminuir el riesgo hasta llegar a 
un nivel de riesgo aceptable. 
 
 
1.2.6.2 MEDICIÓN DE RIESGOS 
 
Para la medición de riesgos existen diversos métodos para obtener un valor de riesgo en un proceso y la 
severidad de consecuencias que puede llegar a tener. Para determinarlo existen básicamente dos grupos 
de métodos, los cualitativos y los cuantitativos. 
A continuación solo se mencionaran brevemente tomando como principio que estos datos son existentes 
y por tanto no es alcance del presente trabajo su cuantificación. 
 
1.2.6.2.1 MÉTODOS CUALITATIVOS 
 
Los métodos cualitativos nos proporcionan una manera fácil de evaluar un riesgo, tienen como principios 
razonamientos, hipótesis y suposiciones basados en la experiencia y conocimiento del proceso, esto trae 
como consecuencia que no se tenga la certeza de que el resultado sea el adecuado, además de que no 
ofrecen un valor concreto como en el caso del cálculo de Probabilidad de Falla en Demanda (PFD). 
 
1.2.6.2.1.1 LISTAS DE VERIFICACIÓN (CHECK LIST) 
 
Estas listas son un análisis hecho por personas que conocen bien el proceso y es aplicable a los equipos, 
sus instalaciones auxiliares y al proceso mismo, deben incluirse preguntas que tengan como respuesta 
información valiosa que ayude a localizar riesgos comunes además de ser parte de otro método más 
complejo llamado HAZOP y del cual hablaremos más adelante. 
 
1.2.6.2.1.2 ANÁLISIS “WHAT IF...?” (“¿QUÉ PASA SI...?”) 
 
Este método incluye realizar esta pregunta ante cualquier posibilidad que podría desencadenar un evento 
adverso, debe ser auxiliado de documentos tales como diagramas de flujo del proceso, plano de 
localización de áreas y filosofías de operación, este análisis, lo hace un grupo de especialistas en las 
diferentes áreas involucradas, quiénes analizarán las preguntas que se les plantean, haciendo conclusiones 
concensadas por todo el grupo participantes. 
 
1.2.6.2.1.3 HAZOP (HAZARD AND OPERATIBILITY) 
 
HAZOP significa riesgo y operabilidad, lo cual nos indica que este estudio involucra además del riesgo 
la operación correcta del proceso, lo que nos va a dar como resultado un nivel de riesgo aceptable. El 
principal objetivo del HAZOP es identificar situaciones peligrosas con una metodología ordenada y que 
se auxilia de métodos como “what if..?” y las listas de verificación, solo que esta vez se toma un equipo o 
tubería según sea el caso y se estudia normalmente por “nodos” que son puntos clave en los cuales de 
sufrir un percance ocasionaría que se pudiera presentar un problema mayor. 
Este estudio arroja como resultados una identificación de problemas y recomendaciones para disminuir o 
mitigar su impacto. 
 
 
1.2.6.2.1.4 ÁRBOL DE FALLAS 
 7
 
El árbol de fallas es un método deductivo en la mayoría de las veces basado en la experiencia, en el cual 
primero se propone un evento máximo en consecuencias y de ahí se van desglosando una serie de 
probabilidades que podrían desencadenar ese evento máximo, es interesante como mediante este estudio 
del proceso se van generando ciertas situaciones las cuales nos dan parámetros de análisis de cómo la 
combinación de algunos eventos dan como resultado una falla que podrían tener como desenlace una 
tragedia. 
Sin duda este es un método cualitativo, pero que puede pasar a ser cuantitativo si es que se puede 
proporcionar datos como la probabilidad de falla de cada uno de los eventos que participan antes de llegar 
a la falla final. 
 
 
1.2.6.2.2 MÉTODOS CUANTITATIVOS 
 
Una vez que se cuenta con el dato del Nivel de Integridad riesgo de la instalación del proceso, los 
métodos cuantitativos intentan hacer una selección del hardware que se necesita para cubrir las 
necesidades de seguridad del proceso, además de que trata de cuantificar el riesgo de manera numérica 
dando como resultado el cálculo de la probabilidad de falla en demanda, dato usado para posteriormente 
calcular el SIL. 
 
1.2.6.2.2.1 MÉTODO DE MARKOV 
 
Uno de los métodos más completos es el inventado por el matemático Andrei Markov, esta es una 
herramienta para el análisis de la ocurrencia de estados en sistemas y procesos. Cuando se usan los 
modelos de Markov se representan los componentes de falla de un sistema o proceso, el cual se cuentan 
con pruebas en línea, reparación del sistema y demanda de las funciones de seguridad y se considera la 
relación de tiempo en el cual se permite el uso de las funciones de seguridad. 
 
Los modelos de Markov requieren que se establezcan los estados probables de operación del sistema y 
que tengan una aplicación específica en un tiempo bien definido. 
 
Normalmente son representados por un mapa de estados que se van relacionando numéricamente para 
después mediante una análisis matemático se pueda llegar a un valor final de probabilidad de falla en de 
demanda de todo el sistema. 
 
 
 
1.3 CICLO DE VIDA DE SEGURIDAD 
 
En el ciclo de vida de seguridad trata de una forma descriptiva las actividades que debe cubrir del sistema 
instrumentado de seguridad desde su concepción inicial, puesta en marcha y hasta que este se ponga fuera 
de operación. No obstante, existen actividades que por su naturaleza requieren ser desarrolladas de 
manera independiente por otra metodología sobre lineamientos internacionalmente aceptados, por lo que 
no se incluye ningún método detallado para: 
 
• Definición de la necesidad de un SIS. 
• Definición del las líneas de protección no-SIS 
 8
• Desempeño del diseño conceptual de proceso 
• Determinación del nivel de integridad de seguridad. 
• El análisis y cálculo de riesgos 
 
En consecuencia los puntos anteriores salen del alcance de esta tesis, aunque serán mencionados a lo 
largo del mismo como información con la que se cuenta y se partirá de ello para el desarrollo del 
presente trabajo. 
 
1.3.1 CICLO DE VIDA DE SEGURIDAD SEGÚN ISA S-84.01 
 
El Estándar ISA S.84.01 hace referencia al ciclo de vida de seguridad mediante un diagrama de flujo, el 
cual se muestra en la figura 1.2 mientras que a continuación se describe paso a pasocada uno de los 
bloques que lo conforman. 
 
1 Diseño conceptual del proceso. 
 
Un proceso es una serie de fases continuas usadas para que de un producto inicial se obtenga otro con 
características diferentes. 
Cada Proceso tiene un fin específico, el cual se va a lograr mediante la aplicación de la ingeniería 
concerniente, así mismo intervienen equipos tales como tanques, tuberías, elementos de medición y 
control, y en conjunto con agentes externos como las condiciones ambientales, se deben tomar en 
consideración para del diseño conceptual del proceso, es decir la planeación del comportamiento del 
producto inicial en todas las fases que lo modificarán hasta obtener los resultados requeridos, por lo 
tanto, este paso es ajeno a la aplicación de los Sistemas Instrumentados de Seguridad, debido a que este 
cuando se instala un SIS, el proceso ya se encuentra instalado y funcionando, y finalmente lo que persigue 
el SIS es mantener en un estado seguro al proceso en caso de presentarse una condición real 
potencialmente peligrosa. 
 
2 Elaboración del análisis de riesgos del proceso y valoración de riesgos. 
Una vez que el Diseño conceptual del proceso se convierte en algo tangible, por si mismo implica un 
cierto peligro, esto claro que depende del tipo de proceso del que estamos hablando, para identificar el 
nivel de peligrosidad existen los estudios especializados en el tema llamados “ANÁLIS DE RIESGOS”. 
El Análisis de Riesgos es un procedimiento sistemático desarrollado para identificar, evaluar y para poder 
tomar decisiones de prevención de riesgos y accidentes potenciales dentro de cualquier proceso y/o planta 
industrial. 
Este Análisis debe ser aplicado desde el diseño conceptual del proceso, hasta la puesta en marcha, mas 
adelante se tratará con un poco más de detalle, aunque no está dentro del alcance la elaboración de dicho 
análisis en la presente tesis, este dato se tomará cono algo conocido. 
 
3 Aplicación de niveles de protección no SIS para prevenir peligros identificados o reducir riesgos 
Cuando el proceso es evaluado y a su vez se han detectado puntos en los cuales existe cierto peligro se 
aplica en primera instancia una protección No-SIS (una protección ajena a un Sistema Instrumentado de 
Seguridad) que es una protección que es parte del proceso, lo que quiere decir que son “refuerzos” que 
darán al proceso cierta seguridad operativa, sin llegar a se exclusivos de un sistema de seguridad, esto en 
ciertos procesos que no son críticos resulta conveniente en cuanto a precio y seguridad, ya que no todos 
 9
los procesos requieren de un sistema instrumentado de seguridad necesariamente para cumplir con las 
reglamentaciones y estar exentas de peligro, al menos en cuanto al proceso se refiere. 
 
4 ¿Se requiere un SIS? 
Esta es una interrogante que se despejará una vez que se hayan agotado los recursos de mantener en 
rangos seguros el proceso mediante la aplicación de niveles de protección No-SIS. 
 
 10
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.2 Ciclo de vida de seguridad según ISA S 84.01 
 
 
No
 
Instalación del SIS, 
Comisionamiento y 
pre arranque, 
pruebas de 
aceptación. (9 y 10)
Elaboración del 
análisis de riesgos 
del proceso y 
valoración de 
riesgos. (2) 
Desarrollo de la 
especificación de 
los requerimientos
de seguridad. (6) 
Establecer los 
proced. de oper. y 
mantto. (11) 
Aplicación de niveles 
de protección no SIS 
para prevenir 
peligros identificados 
o reducir riesgos. (3) 
Decomisionamiento 
del SIS (15) 
Elaboración del 
diseño conceptual del 
SIS y verificar si 
cumple con ERS. 
(7)
¿Se 
requiere 
un SIS? 
(4)
Desempeño del 
diseño detallado 
del SIS. 
(8) 
Se define el SIL-
meta 
(5) 
Inicio 
Fin del Ciclo 
SI 
Revisión de 
seguridad del Pre-
arranque 
(Valoración) 
 (12) 
NO 
¿Modificar o 
decomisiona
miento del 
SIS? 
(14) 
SI 
NO 
Arranque del SIS, 
operación, mante- 
nimiento y pruebas 
funcionales 
periódicas. (13) 
Indica puntos cubiertos por ISA S.84.01 
Diseño 
conceptual del 
proceso (1) 
 11
5 Se define el SIL-meta 
En caso de que necesariamente se tenga que aplicar un sistema instrumentado de seguridad, y de acuerdo 
al análisis de riesgos debemos saber el valor del SIL (Nivel de integridad de Seguridad del inglés “Safety 
Integrity Level”), el SIL define el nivel de desempeño requerido para el lograr los objetivos de seguridad 
del proceso, el SIL puede ser de valor 1, 2, y 3 según ISA-S84.01, del cuál el SIL 3 corresponde al nivel 
de más alta confiabilidad de funciones del SIS. El SIL es complemento al PFD (Probabilidad de falla en 
Demanda) y se relaciona de la siguiente manera: 
 
NIVEL DE INTEGRIDAD DE 
SEGURIDAD (SIL) 
1 2 3 
RANGO DE DISPONIBILIDAD DE SEGURIDAD 
90 a 99% 99% a 99.9% 99.9% a 99.99% 
RANGO PROMEDIO DE PFD 
REQUERIMIENTOS DE 
DESEMPEÑO DEL SIS 
10-1 a 10-2 10-2 a 10-3 10-3 a 10-4 
 
 
6 Desarrollo de la especificación de los requerimientos de seguridad. 
El paso siguiente es desarrollar la especificación de los requerimientos de seguridad, que de acuerdo al 
proceso se delimitan los puntos críticos y los valores permisibles máximos en los cuales se va a mantener 
el proceso en una filosofía de operación segura, la cual necesariamente tiene que documentarse. 
 
7 Elaboración del diseño detallado del SIS. 
Se procede a elaborar el diseño del Sistema Instrumentado de Seguridad, considerando cualquier aspecto 
que pudiera impactar en el diseño final. 
 
8 Instalación, y prueba de aceptación pre-arranque del SIS. 
 
Esta etapa implican pruebas globales a todo el sistema, así como correcciones o ajustes que pudieran 
darse en el pre-arranque, 
 
9 Establecimiento de procedimientos de operación y mantenimiento 
Los procedimientos de operación y mantenimiento se pueden realizar en cualquier etapa previa al 
arranque del SIS, dependiendo a cada sistema es diferente la metodología de operación y los tiempos y 
necesidades de mantenimiento, lo que obliga necesariamente a quien elabora los documentos antes 
mencionados a tener un conocimiento en un nivel experto del sistema. 
 
10 Análisis del pre-arranque del SIS (Evaluación). 
Una vez pasada la etapa pre-arranque del SIS, se procede a evaluarlo, en cuanto a: 
 
2 Si la construcción fue hecha conforme a las especificaciones de los requerimientos de seguridad. 
3 Si la seguridad, operación , mantenimiento manejo de cambios y procedimientos de emergencia 
pertenecientes a el SIS son adecuados. 
4 Si las recomendaciones del Análisis de Riesgos del Proceso que aplicaban al SIS fueron resueltas e 
implementadas. 
5 Si se hizo la capacitación completa a los operadores y gente involucrada y cuentan con la información 
adecuada. 
 
 12
11 Arranque del SIS, operación, mantenimiento y pruebas funcionales periódicas. 
Ahora que el SIS se pone en funcionamiento, se deben hacer cumplir los procedimientos de operación, 
mantenimiento de manera programada, así como las pruebas funcionales periódicas correspondientes. 
 
12 Modificar o decomisionamiento del SIS. 
Esta pregunta debe tener cabida cada que exista un elemento, dispositivo o cambio en la filosofía de 
operación segura, o bien que se pretenda escalarlo en tecnología o se haya detectado alguna falla o 
simplemente sea necesario un ajuste. 
Si es necesario un decomisionamiento se procede al siguiente bloque llamado así precisamente, en caso 
contrario regresa la línea de flujo al bloque de Diseño Conceptual del Proceso (1). 
 
13 Decomisionamiento del SIS 
 
El decomisionamiento o desmantelamiento del equipo sucede si ya no puede satisfacer las necesidades de 
seguridad requeridas. 
 
 
1.3.2. CICLO DE VIDA DE SEGURIDAD SEGÚN IEC-61508 
 
La IEC divide en 3 el ciclo de vida de seguridad uno lo propone como ciclo de vida general de ahí deriva 
el ciclo de vida del sistema E/E//EP (Eléctrico/Electrónico/Electrónico Programable) y de estea su vez en 
otro más que involucra el ciclo de vida del software. 
La IEC 61508 es una norma internacional, no así la ISA S84.01, por lo que tiene puntos más específicos, 
en el capítulo 3 se habla con más detalle al respecto, ahora presentaremos el ciclo de vida de seguridad 
que establece la IEC 61508 para los sistemas instrumentados de seguridad. 
El ciclo de vida de seguridad general tiene 15 puntos los cuales a continuación se describen brevemente: 
 
 
1.-Concepto 
 
Esta es la fase inicial en la cual se toman en cuenta todas las acciones de control en el proceso para 
conocer de manera esencial el proceso, el equipo instalado y las instalaciones, esto constituye la base para 
el buen planteamiento del ciclo de vida de seguridad, los documentos necesarios para llevar a cabo esto 
son diagramas, planos y documentos en los que se ponga de manifiesto el funcionamiento de la planta. 
 
2.-Definición del alcance general 
 
En este punto se conoce ya el proceso, y ahora delimitaremos las acciones que tendrá sobre el proceso el 
equipo de seguridad así como su capacidad de mantener en un estado seguro el equipo 
 
3.- Análisis de riesgos 
 
Ahora toca determinar los eventos peligrosos o que en determinadas circunstancias podrían involucrar un 
peligro potencial en los equipos de proceso mediante métodos cualitativos o cuantitativos los cuales 
arrojan como resultado peligros potenciales, causas y probables consecuencias y niveles de severidad así 
como probabilidades de ocurrencia, aunque debe ir acompañado de recomendaciones para disminuir esos 
peligros o bien eliminarlos. 
 13
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 No cubierta por IEC-61508 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.3 Ciclo de vida de seguridad General 
 
 
 
 
1.-Concepto 
2.-Definición del alcance 
general 
3.-Análisis de riesgos 
4.-Requerimientos 
generales de seguridad 
Planeación general 
5.-Asignación de los 
requerimientos de 
seguridad 
 
6.-Planeación 
de operación y 
mantenimiento 
 
7.-Planeación 
de la 
validación de 
seguridad 
8.-Planeación 
de la 
instalación y la 
puesta en 
marcha 
9.-Sistemas de 
seguridad 
E/E/EP 
Realización 
10.-Sistemas de 
seguridad 
con otra tecnología
Realización 
11.-Métodos externos 
para reducción de 
riesgos 
Realización 
12.-Instalación y puesta en 
marcha 
13.-Validación de la 
seguridad 
14.-Operación, 
mantenimiento y 
reparación 
16.-Decomisionamiento 
15.-Modificación y 
arreglo 
Regresa a la parte que 
corresponda del ciclo de 
vida de seguridad 
 14
4.- Requerimientos generales de seguridad 
 
Los requerimientos generales de seguridad son el desarrollo de las especificaciones de seguridad del 
sistema en su conjunto, cuyo fundamento esta en los requerimientos de las funciones de seguridad y los 
requerimientos de integridad de seguridad, el objetivo de estos requerimientos es mantener el equipo en 
un estado de operación seguro. 
 
Las funciones de seguridad son las ejecutadas por un sistema que mantiene el equipo en un estado seguro, 
mientras que la integridad de seguridad es la probabilidad de que un sistema desempeñe de manera 
satisfactoria las funciones de seguridad en las condiciones para las que se diseñó en un tiempo 
determinado. 
 
5.- Asignación de los requerimientos de seguridad 
 
Cuando se tienen identificados los requerimientos de seguridad se procede a elaborar las arquitecturas de 
cada una de las funciones de seguridad que están acorde a un requerimiento de integridad (que tiene que 
ver con el Nivel de Integridad de Seguridad SIL) el cual determina la reducción del riesgo que se necesita 
. 
La asignación de los requerimientos de seguridad está basado en el diagrama 1.3 el cual la IEC detalla la 
metodología para poder llevar a cabo dicha asignación 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 1.4 Asignación de los requerimientos de seguridad 
 
Asignación de cada función 
de seguridad y su 
requerimiento de integridad 
asociado
Sistema de seguridad 
con otra tecnología 
Medios externos para 
la reducción del 
riesgo E/E/EP #2 
Sistema de seguridad 
E/E/EP #1 
Sistema de seguridad 
E/E/EP #1 
Sistema de seguridad 
E/E/EP #1 
Sistema de seguridad 
E/E/EP #2 
Sistema de seguridad 
E/E/EP #2 
Diseño individual de cada sistema E/E/EP 
 15
Cabe hacer mención que los requerimientos de seguridad del E/E/EP esta en función del Nivel de 
Integridad de Seguridad (SIL) que se estableció, el SIL está ligado a la probabilidad de falla en demanda 
(PFD) de la siguiente manera 
 
 
NIVEL DE INTEGRIDAD DE 
SEGURIDAD (SIL) 
1 2 3 4 
Rango de la Probabilidad de 
Falla en Demanda PFD 
10-1 a 10-2 10-2 a 10-3 10-3 a 10-4 10-4 a 10-5 
 
En la IEC-61508 se agrega un nivel 4 a diferencia de la ISA-S84.01 la cual solo llega al nivel 3 del SIL, 
esto porque el nivel SIL 4 está reservado para la industria aeronáutica espacial y nuclear, y el SIL 3 y 
menores es solo para la industria del proceso. 
 
6, 7 y 8.- Planeación general 
 
Está divida en 3 secciones, en los cuales se trata de elaborar un plano o estrategia para cubrir al sistema en 
3 aspectos los cuales son: 
 
- Planeación de la validación de seguridad general 
- Instalación general y planeación de la puesta en operación 
- De Operación general y planeación del mantenimiento 
 
9, 10, y 11.- Realización 
 
La realización toca tres puntos: 
 
- Sistemas de Seguridad E/E/EP, se refiere a la creación del Sistema E/E/EP cumpliendo con la 
especificación y los requerimientos de seguridad previamente fijados. 
 
- Sistemas de Seguridad con otra tecnología, los sistemas E/E/EP no son la única tecnología existente 
para seguridad, es por ello que se debe conocer sus funciones de seguridad y los requerimientos de 
integridad de seguridad especificados para tales sistemas, la IEC-61508 no cubre estos sistemas, 
aunque si los considera. 
 
- Métodos externos para la reducción de los riesgos, la reducción de riesgos por métodos externos 
también son un parámetro importante de los cuales se debe considerar los requerimientos de 
integridad de seguridad, sin embargo no son cubiertos por la IEC-61508. 
 
12.- Instalación y puesta en operación 
 
Esta etapa es consecuencia de los puntos 8, 9, 10 y 11 en la cual se procede al comisionamiento del 
equipo para lo cual en la etapa de instalación de deben cubrir los siguientes puntos: 
 
- Tener un intenerario de la instalación 
- Asignación y delimitación de responsabilidades 
- Tener procedimientos de instalación 
 16
- Tener una secuencia para la integración de cada elemento o dispositivo. 
- Tener criterios para determinar si alguna parte del sistema está listo para ser instalado o bien ha sido 
correctamente instalado. 
- Tener un procedimiento para la solución de fallas e incompatibilidad 
 
En el caso del comisionamiento o puesta en marcha se debe: 
 
- Tener un Itinerario para el comisionamiento 
- Asignar y delimitar responsabilidades 
- Tener procedimientos para hacer un comisionamiento 
- Tener una interacción en las diferentes etapas de instalación 
- Preparar los documentos para la validación 
 
 
13.- Validación de la seguridad 
 
Cuando el equipo ha sido instalado y comisionado, se procede a hacer una validación de la seguridad, esta 
se puede llevar de varias formas siempre y cuando sea apegada a los estándares normativos 
correspondientes y a los procedimientos mismos del fabricante, la documentación que se recomienda 
generar para la validación es la siguiente, sin embargo se puede generar más información de la listada a 
continuación, esto depende de cada metodología empleada para hacer la validación. Los documentos 
requeridos son: 
 
- Bitácora de las actividades de validación con fechas y personal que las ejecutó 
- Versiones de especificaciones de los requerimientos de seguridad que se están usando. 
- Ediciones de las normas o estándares que se están usando para la validación. 
- Tener una relación de las herramientas, equipoy software usados con sus respectivas certificaciones 
de calibración y en caso del software su versión y los resultados obtenidos. 
- Hacer una relación que contenga los datos esperados y los obtenidos, en caso de haber diferencias 
hacer énfasis en el resultado que no se esperaba. 
 
14.- Operación, mantenimiento y reparaciones 
 
Esta parte del ciclo de vida de seguridad debe ser vigilada de cerca ya que abarca la vida útil del sistema, 
sin contar que el mantenimiento asegura el correcto funcionamiento y que en caso algún problema se 
recurre a una reparación. Para un sistema efectivo de operación, mantenimiento y reparaciones es 
necesario tomar en cuenta algunos aspectos como son: 
 
- Contar con procedimientos de operación, mantenimiento y reparaciones de todo el sistema 
(Hardware) 
- Contar con procedimientos y manuales de operación, mantenimiento y reparaciones en el software 
usado. 
- Programación de actividades entre mantenimientos debidamente documentadas. 
- En caso de existir algún cambio en el diseño o implementación al Sistema de seguridad contar con la 
información que avale dichos cambios. 
 
 
 17
15.- Modificación y arreglo 
 
EL sistema E/E/EP una vez puesto en marcha pudiera necesitar una modificación o adecuación a causa de 
una adhesión de un nuevo elemento o equipo, o bien ajustes o correcciones a las normas relativas, si es el 
caso, se debe hacer un análisis de riesgos y peligros, para determinar la probabilidad de falla en demanda 
y en consecuencia el nivel de integridad de seguridad, otras causas probables pueden ser: 
 
- Fallas sistemáticas 
- Análisis de operaciones y mantenimiento, en el que el reporte final avale un funcionamiento que no 
respalde el mínimo requerido. 
 
Cuando se ha detectado la necesidad de implementar un cambio se debe solicitar la modificación por 
escrito con la documentación que la soporta, entonces se comienza a realizar un análisis de impacto con el 
fin de obtener información acerca de la posible modificación al sistema E/E/EP. 
En un orden cronológico podemos citar las fases de un cambio: 
 
- Solicitud del cambio 
- Análisis de impacto 
- Reverificación y revalidación de datos y resultados 
- Tomar en cuenta los documentos afectados por la modificación. 
 
Con lo anterior podemos decir que este bloque del ciclo de vida de seguridad se dedica a mantener el 
equipo actualizado ante cualquier posible adecuación al proceso que pueda repercutir en una 
modificación. 
 
 
16.- Destitución o eliminación 
 
Cuando un sistema de seguridad pasa a la etapa de destitución o eliminación a causa de una modificación 
que involucre un nivel de seguridad mayor al que se tiene contemplado, lo cual provoque que el sistema 
en su conjunto no cubra las funciones mínimas de seguridad para las que fue creado, antes de proceder a 
los trabajos propios de la destitución, se debe hacer un análisis de impacto para después comenzar la 
destitución del sistema y luego su desmantelamiento. 
 
 
1.4. SISTEMA BÁSICO DE CONTROL DE PROCESO 
 
 
Los sistemas básicos de control de proceso son todo el equipo involucrado en el control del proceso y que 
en si incluye puntos de ajuste (“set points”) que marcarán los niveles aceptables y seguros del manejo del 
proceso. 
 
Incluye las sensores de las principales variables como son nivel, presión, temperatura, flujo entre otras, el 
control electrónico que va a recibir estas señales en forma eléctrica (análoga o en paquetes de 
información digital) a un módulo específico que recibe esta información la cual es procesada en 
conjunto con el “software” que ejecuta el algoritmo de control y manda la señal correspondiente a los 
elementos finales de control, aunque esto se puede limitar a un control local en campo y la 
 18
instrumentación puede ser de solo indicación local y válvulas en conjunto con otros elementos de control 
final pueden ser manuales y necesitar de un operador para que puedan ejercer el control sobre el proceso. 
 
 
1.5. SISTEMAS DE SEGURIDAD 
 
Los sistemas de seguridad son un conjunto de elementos dedicados a mantener en rangos seguros los 
valores de las variables de proceso evitando que se vuelvan inestables y peligrosas y que en consecuencia 
puedan tener como desenlace un accidente o evento no deseado. 
Estos sistemas fueron introducidos en primera instancia a principios de los años 60’s principalmente por 
las industrias química, petroquímica y petrolera, enfocados a cubrir la necesidad de contar con 
metodologías y sistemas que garanticen la operación segura y eficiente de las industrias en sus procesos. 
 
Dentro de los sistemas de seguridad existen dos categorías: Los sistemas de paro por emergencia y los 
sistemas contra gas y fuego, el primero su función específica es evitar un evento no deseado y el segundo 
mitiga e incluso puede llegar a erradicar el problema, no obstante los sistemas de seguridad ocupan una 
de varias capas como a continuación se explica: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
En primer lugar está la planta del proceso, este es el escalón más básico y consiste en que los equipos de 
proceso sean los adecuados y debidamente seguros, incluye recipientes, tuberías, y accesorios necesarios 
para el proceso. 
 
En segundo lugar tenemos el control del proceso, el cual se ocupará de tener las variables de proceso en 
puntos o condiciones de operación normal y en consecuencia seguros incluye un control local o a 
distancia el cual obtiene información del proceso, tiene una etapa de comparación y otra de acción 
correctiva en caso de salirse de los parámetros establecidos. 
 
En tercer lugar se encuentra la capa de alarmas, tienen normalmente principios de operación sencillos, 
colocados directamente sobre el proceso y el tipo de alarma puede ser audible (bocina o sirena) o visible 
(luces con brillo continuo o de tipo estrobo) siendo su ubicación local en campo o bien remoto en cuartos 
de control, no toma ninguna acción correctiva, solo alarman el evento ocurrido. 
GAS Y 
FUEGO 
SIS 
ALARMAS 
 
SBCP 
 
PROCESO 
SALIDA ENTRADA
Fig. 1.5- Estratos Protectores 
 19
 
La siguiente capa es la de Paro por emergencia son sistemas más complejos que involucran sensores, 
cableado, controlador lógico y una acción correctiva. 
 
 
1.5.1. SISTEMAS DE PARO POR EMERGENCIA 
 
Un sistema de Paro por Emergencia es un conjunto de elementos encargados de llevar a un proceso a un 
estado seguro, en caso de ocurrir un evento fuera de los parámetros de proceso y que pueda convertirse en 
un peligro potencial, debe considerarse con una alta confiabilidad y rutinas de autodiagnóstico, además de 
ser independiente de los sistemas de proceso (en sensores, solucionador lógico, actuadores, y fuentes de 
alimentación), está compuesto básicamente de elementos sensores, que están instalados en campo 
verificando que las variables no caigan en puntos críticos, el solucionador lógico que puede ser un sistema 
basado en microprocesador o un PLC de seguridad, y los elementos finales de control, que se encargarán 
de mandar al proceso a un estado seguro de operación 
 
 
1.5.2. SISTEMA DE GAS Y FUEGO 
 
El sistema de gas y fuego tiene la mismos elementos que el sistema de paro por emergencia, pero su 
función es diferente, el Sistema de gas y fuego alertará a los operadores de presencia de fuego, gases 
tóxicos, o humo en las áreas protegidas por este sistema, a su vez al presentarse una situación de este 
tipo, el solucionador lógico se encargará de encender bombas para presurizar las líneas de agua contra 
incendio, hacer sonar alarmas audibles y visibles, o hasta inundar con agentes extinguidores las áreas de 
cuartos de control. 
Su función principal es la detección temprana de fugas o presencia de fuego, para su pronta actuación y 
por ende la minimización del siniestro mediante el control de equipos extinguidores, que bien estos 
pueden ser tanto en áreas con equipo eléctrico y electrónico como cuartos de control y cuarto de control 
de motores (CCM’s) con un agente queinundará todo el cuarto o bien en campo abriendo válvulas que 
controlan un sistema de aspersores dirigido a equipos como tanques para que si llegado el caso enfríe 
dichos equipo para evitar que se llegue al punto de ignición y pueda provocar una explosión. 
 19
CAPÍTULO II 
INSTRUMENTACIÓN 
 
 
2.1 INTRODUCCIÓN 
 
La necesidad ha dictado muchos de los avances de la tecnología y la instrumentación no ha sido la 
excepción aunque era un área casi desconocida hace 60 años. 
En este período de desarrollo, la instrumentación ha creado una serie de dispositivos, diseñados para 
cubrir necesidades específicas de medición y control. 
En la década de 1920 a 1930 la instrumentación y el control se reducían a la indicación local de la 
variable (flujo, nivel, temperatura, presión etc.) y una corrección manual de elementos finales de 
control hasta lograr el efecto deseado en el proceso. 
En la década de los 40’s a los 50’s se desarrollo la instrumentación mecánica y neumática. Al principio 
de los 40’s poca gente sabía sobre la teoría del control como hoy en día la conocemos. En su lugar se 
usaban métodos empíricos para solucionar los problemas a los que se enfrentaba el proceso industrial 
por no tener un control efectivo. 
 
De los comienzos de la segunda guerra mundial y hasta los 50's los teóricos del control producen un 
conjunto de conocimiento más completo y general para el análisis, síntesis y diseño de sistema de 
control lineal. Esto ha sido referido como el período "clásico" en el desarrollo de la teoría del control. 
En la década de los 50’s a los 60's se desarrollo la instrumentación electrónica, pero con grandes 
limitaciones, principalmente debido al tipo de componentes utilizados (bulbos) y al gran tamaño de los 
dispositivos integrados que los hacía difíciles de manejar, y de mantenimiento complicado. Los 
trabajos sobre la teoría del control son conocidos como los primeros del período moderno de la teoría 
del control. 
De 1960 a 1970 se desarrolla la instrumentación electrónica de estado sólido con la consecuente 
miniaturización del equipo electrónico, así como se desarrollan técnicas para miniaturizar también la 
instrumentación neumática, lográndose con esto incrementar la información de proceso en los tableros 
de control. El desarrollo de la electrónica permite la aplicación de las computadoras analógicas para el 
control. 
En la década de 1970 a 1980 se desarrolla la instrumentación electrónica de estado sólido de tipo 
digital y la aplicación de las computadoras digitales para el control total de grandes procesos. Por otro 
lado el equipo e instrumentos de análisis (físicos y químicos) considerado una de las ramas más 
complejas de la instrumentación pudo perfeccionarse para dar mediciones más confiables y precisas de 
características tales como viscosidad, conductividad, densidad, turbidez, refractometría, humedad, PH, 
así como la determinación cualitativa y cuantitativa de mezclas por medio de la cromatografía. 
Las perspectivas futuras de la instrumentación pueden ser delineadas de acuerdo con las necesidades 
presentes de los procesos industriales entre los que se encuentran el desarrollo de sensores con 
exactitudes oscilantes entre el +/- 0.05% y el +/- 0.01% comparadas con las mejores anteriores de +/- 
0.5% y +/- 0.2%. Además estos sensores deben ser inmunes a las variaciones de la temperatura 
ambiente, vibraciones, fluctuaciones de las fuentes de poder, así como a los medios corrosivos. Dichos 
sensores serían de tipo electrónico como por ejemplo, sensores de cuarzo para temperatura y presión 
con excelentes características de exactitud y rango de operación. 
Con el desarrollo de los microprocesadores y técnicas altamente sofisticadas para el control automático, 
el uso de controladores será cada vez más estandarizado en los años próximos, a sí como el uso de 
elementos finales de control de tipo digital. 
 20
2.2 PRINCIPALES VARIABLES DE MEDICIÓN USADAS EN SEGURIDAD 
 
2.2.1 TRANSMISOR DE PRESIÓN 
 
Varios tipos de principios de medida son utilizados en los instrumentos electrónicos de presión. La 
mayoría de estos están basados en la medida de un desplazamiento o una fuerza. Es decir, la presión 
tiene que ser convertida en una variable que es eléctricamente cuantificable. Al contrario a los métodos 
de medición mecánica está conversión necesita una energía auxiliar. 
Gracias a una deformación mínima (unos µm), los instrumentos electrónicos de presión tienen una 
característica dinámica excelente y una tensión muy baja de la materia (es decir el elemento que se 
deforma con la presión del proceso), eso resulta de una alta resistencia a cambios de carga y una 
durabilidad a largo plazo. 
 
Dependiente del rango de la presión, a veces se utilizan dos principios de medida: Para presiones < 16 
bar sensores piezoresistivos y para las presiones > 25 bar sensores de película delgada. 
Ambas principios funcionan con bandas extensométricas, es decir hilos en forma de meandro (forma 
ondulada), que cambian su resistencia eléctrica según la longitud de los hilos. Para la medición 
eléctrica se hace un arreglo tipo puente de Wheatstone, en donde la resistencia variable es la banda 
extensomética. 
 
 
2.2.1.1 ELEMENTO DE PELÍCULA DELGADA 
 
La producción de sensores con películas delgadas es una combinación de una fabricación mecánica de 
alta precisión del cuerpo de deformación y la cubierta de este cuerpo con bandas extensométricas en 
varios procesos. 
 
Primero el espesor de la membrana se tiene que fabricar con un terminado que tenga tolerancias muy 
pequeñas, lo más exacto posible usando un proceso de aislamiento. Ahora la superficie de la membrana 
está preparada para el proceso de cobertura, por lo que se agrega una capa de aislamiento a la 
membrana pulida de acero inoxidable. Eso se puede hacer, por ejemplo, mediante un proceso de 
PECVD (Plasma Enhanced Chemical Vapour Deposition), posteriormente se agrega una capa de SiO2 
(comparable con vidrio en sus características aislantes) a la membrana, esta capa tiene un espesor de 4 
- 6 mm (dependiendo al rango del transductor) y una resistencia mínima aislante de 2 MOhm. 
Después se aplica la capa de resistencia con un proceso de deposición catódica, a esta aplicación le 
sigue un proceso fotolitográfico para cauterizar las bandas extensométricas, posteriormente se agregan 
mas capas para aislar, pasivar (unir firmemente al cuerpo de deformación) y contactar, cabe notar que 
la banda extensométrica se localiza en el área de la membrana donde ocurre la deformación más 
grandes, es decir en el centro de la membrana. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 21
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 2.1 Transmisor de presión con conexiones bridadas y roscadas y detalle de banda extensométrica. 
 
 
 
2.2.1.2 SENSOR PIEZORESISTIVO CON PUENTE DE WHEATSTONE 
 
Este sensor de presión se basa en materiales semiconductores. El cambio de resistencia se basa en la 
reorientación de los electrones en la estructura cristalina una vez aplicada una tensión mecánica. Con 
materias semiconductores (generalmente silicona) la cambia de resistencia es hasta 100 veces más 
grande que con materias metálicas. Eso hace posible, una fabricación de sensores de tamaños 
compactos y a la vez rangos de medida muy pequeños (mbar). La materia de la membrana (silicona) y 
los contactos eléctricos al sensor de presión son muy sensitivos e incompatibles con la mayoría de los 
medios. Por lo tanto, la presión tiene que ser dirigida a la membrana mediante una membrana 
separadora y un líquido (generalmente aceite silicona) para transferir la presión. Al lado del medio, se 
utiliza una membrana con ondulaciones concéntricas de acero inoxidable. 
 22
 
 
 
Fig. 2.2 Puente de Wheatstone en un transmisor de presión.. 
 
En la figura 2.2 el Voltaje Vref es un voltaje interno del transmisor, típicamente de 12 Vcd, las 
resistencias R1, R2, R4 son de valores conocidos mientras que R3 lo representa la banda 
extensométricala cual variará su resistencia según la presión aplicada, este hecho se reflejará en el 
voltaje Vs que entra a un microprocesador que realizará el cálculo y en su caso compensación debido a 
medios externos como la temperatura. 
 
 
2.2.2 TRANSMISORES DE TEMPERATURA. 
 
Los sensores electrónicos de temperatura convierten la cantidad física “temperatura” en una señal 
eléctrica. La transmisibilidad de estas señales a distancias largas es muy buena, y por lo tanto, los 
puntos de medida y de indicación pueden ser situados lejanamente. Se puede incorporar y procesar las 
señales en sistemas de control y de regulación. Los termómetros electrónicos son basados en 
termoresistencias y termopares. 
 
 
2.2.2.1 TERMORRESISTENCIAS 
 
Termorresistencias tienen elementos sensitivos basados en conductores metálicos, que cambian su 
resistencia eléctrica en función de la temperatura. Este cambio en resistencia se puede medir con un 
circuito eléctrico, que consiste de un elemento sensitivo, una fuente de tensión auxiliar y un 
instrumento de medida. 
Normalmente se denomina PT-100 a un resistor, que cambia su valor según el cambio de la 
temperatura. Un “PTC“ es un resistor con un Coeficiente Positivo de Temperatura (Positive 
Temperature Coefficient), es decir que cuando la temperatura aumenta, también el valor de resistencia 
aumenta. Los resistores PT 100 y PT 1000 tienen características similares. 
PT significa que está hecho de platino;100 significa 100 Ohm a 0°C (138,5 Ohm a 100°C) según DIN 
EN (IEC) 60 751. 
Existen dos clases para la calibración según DIN EN (IEC) 60 751: 
Clase A: máx. desvío ± 0,15 ºC (0,06 Ohm) a 0 ºC 
Clase B: máx. desvío ± 0,3 ºC (0,12 Ohm) a 0 ºC 
 23
 
Generalmente un PT-100 se utiliza en los siguientes casos: 
A) Cuando se requiere una precisión alta 
B) Cuando la temperatura a medir está bajo de 400 ºC 
C) Cuando no se requiere un tiempo de respuesta rápido 
D) Cuando no se espera choques o vibraciones 
E) Cuando se quiere evitar todos los problemas eléctricos, que pueden ocurrir utilizando termopares 
(menos fuentes de errores) 
 
 
 
 Componentes de una termorresistencia 
 
 
 
 1 Cabeza de conexión 
 
 2 Bloque terminal 
 
 3 Conexión de proceso 
 
 4 Hilos 
 
 5 Engaste de medida 
 (imagen: cable aislado 
 con mineral) 
 
 6 Sensor 
 
 7 Vaina 
 
 
 
 
 Fig. 2.3 Termoresistencia 
 
 
2.2.2.2 TERMOPARES 
 
Un termopar es un sensor de temperatura, que suministra una señal de tensión eléctrica, que depende 
directamente de la temperatura, sin energía adicional auxiliar, a causa de sus características 
termoeléctricas. 
Dos conductores metálicos son conectados en sus extremos. Si las puntas fría y caliente están a 
temperaturas diferentes, se puede medir una tensión de corriente continúa por interposición de un 
instrumento de medida en el circuito térmico, que se forma de esta manera. Un termopar no mide 
temperaturas absolutas sino la diferencia de temperatura entre el extremo caliente y el extremo frío. 
Hay varios tipos de termopares con características físicas diferentes según IEC 584 (DIN EN 60584). 
Se aplican dos clases de precisión: 
 
Clase 1: precisión limitada 
Clase 2: precisión estándar 
 
 
 
 24
Generalmente un termopar se utiliza en los siguientes casos: 
 
A) Cuando la temperatura excede 400 °C 
B) Cuando se requiere un tiempo de respuesta rápido 
C) Cuando el lugar de medida requiere un termómetro muy pequeño o delgado (< 1 mm ) 
D) Cuando se dispone de una longitud limitada de inmersión mediante un termopozo. 
E) Cuando se espera choques o vibraciones 
 
 
 Componentes de un termopar 
 
1 Cabeza de conexión 
2 Bloque terminal 
3 Conexión de proceso 
4 Hilos 
5 Camisa 
 (imagen: cable aislado 
 con mineral) 
6 Aluminio u óxido de 
 magnesio comprimido 
7 Vaina 
8 Unión caliente 
 
 
Fig. 2.4 Termopar 
 
 
2.2.3 TRANSMISORES DE NIVEL 
 
 
Otra importante función en el control de procesos continuos, es el control del nivel de materiales en los 
equipos que intervienen en dichos procesos. Este control de nivel es usado en aplicaciones tales como 
las que se describen a continuación, entre otras: 
 
1. Para obtener balance de materiales cuando ocurren variaciones en las velocidades de flujo de las 
materias primas. 
2. Para el correcto funcionamiento de torres de fraccionamiento, tanques, reactores, compresores y 
bombas entre otros equipos. 
3. Para regular el flujo de productos intermedios y finales de y hacia las instalaciones temporales 
de almacenamiento. 
4. Cuando se quiere evitar que un líquido se derrame. ó cuando se desea mantener una presión 
hidrostática constante. 
 
Una amplia variedad de dispositivos de medición de nivel son usados para satisfacer los distintos 
requerimientos industriales de esta variable, estos dispositivos van desde los simples y económicos 
dispositivos mecánicos, como pueden ser cintas y regletas graduadas o vidrios de nivel hasta los tipos 
más sofisticados como lo son los sistemas de pesaje completo ó los métodos de radiación nuclear. 
 25
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 2.5 Transmisor de nivel de tipo Ultrasónico 
 
2.2.4 INTERRUPTORES 
 
Los interruptores a pesar de parecer los elementos más sencillos, tienen una gran importancia para 
indicar límites mínimos y máximos de una variable que bien pueden ser puntos de alarma para el 
proceso, existen interruptores para las variables más comunes, tal es el caso de nivel, presión, 
temperatura y posición o estado de una válvula. 
 
 
2.2.5 ELEMENTOS ACTUADORES 
 
Los elementos actuadores son aquellos dispositivos que realizan la acción última para corrección del 
proceso, los principales elementos correctivos en los sistemas instrumentados de seguridad son en su 
mayoría válvulas que cierran o abren para detener el flujo de un producto o bien para aliviar presión en 
un tanque contenedor, no obstante las válvulas para que puedan cerrar de manera remota y no 
representen un riesgo en caso de alguna eventualidad requieren de actuadores, que bien pueden 
hidráulicos, neumáticos o bien eléctricos, dependiendo de la aplicación, tipo de válvula y 
disponibilidad de la fuerza motriz (aire, fluido o electricidad). 
Dentro de los actuadores más utilizados en la industria petrolera se encuentran los llamados actuadores 
hidráulicos o hidroneumáticos, estos toman la fuerza motriz de centrales hidráulicas y/o tanques de 
nitrógeno dedicados a su apertura o cierre, entre los actuadores hidráulicos e hidroneumáticos podemos 
mencionar los actuadores de veleta o también llamados de “paleta”, los cuales en sus características 
principales podemos mencionar: 
 
- No tienen engranajes, la fuerza se transmite directamente al yugo de la válvula 
- Capacidad de adaptar a cualquier sistema remoto mediante válvulas solenoides o convertidores 
de señal. 
- Mantenimiento es mínimo, debido a que cuenta con una sola parte móvil. 
- Flexibilidad de controlar la velocidad de apertura/cierre mediante diferentes orificios 
hidráulicos. 
- Normalmente se instalan junto con una bomba manual en caso de falla de suministro 
neumático. 
- Tienen un torque balalanceado. 
 26
 
Fig. 2.6 Actuador de Paleta. 
 
 
Para las aplicaciones de seguridad se usan actuadores del tipo Yugo escocés (Scotch Yuge) con retorno 
por resorte, su operación al igual que los actuadores del tipo paleta usan una fuerza hidráulica provista 
de tanques de nitrógeno y/o una red de aire de instrumentos, pero a diferencia de los actuadores de 
paleta a falla de energía hidroneumática el resorte previamente comprimido actuará llevando a cierre o 
apertura de la válvula según la necesidad de llevar a una falla segura.Fig. 2.7 Actuadores con retorno de resorte 
 
Los actuadores de retorno de resorte son equipos que se encuentran alimentados en su cilindro por un 
líquido o gas que mantiene al resorte comprimido y generalmente una válvula solenoide es la que 
mantiene presurizado dicho cilindro y por ende el resorte, al quitar la energía en la válvula solenoide 
 27
deja de tener fuerza el cilindro comprimido dando como resultado que toda la energía del resorte sea 
transmitida al yugo escocés y este a su vez al vástago de la válvula provista con este acusador dando 
como resultado el cierre o apertura súbita de la válvula. 
Por normatividad los actuadores eléctricos no son usados para aplicaciones de seguridad debido a la 
baja confiabilidad de la electricidad como una fuente de energía motriz, y esta se hace todavía más 
evidente en instalaciones marinas. 
 
2.3 CLASIFICACIÓN ELÉCTRICA DE LOS INSTRUMENTOS DE SEGURIDAD 
 
 
2.3.1 INTRODUCCIÓN 
 
 
En la elaboración, procesamiento, transporte y almacenamiento de sustancias inflamables, como 
productos químicos y derivados del petróleo (por ejemplo: el Benceno, el Alcohol, el Acetileno, y el 
Gas natural), a veces es inevitable que ocurran escapes de gases y vapores que, en contacto con el 
oxígeno de la atmósfera, pueden producir mezclas de una concentración explosiva. La ignición 
accidental de tales mezclas ocasionadas por ejemplo por una chispa eléctrica o una superficie 
excesivamente caliente puede causar una explosión que ponga en peligro la vida humana el medio 
ambiente y el proceso. A fin de evitar estos riesgos, numerosos países han desarrollado métodos 
específicos de seguridad. En vista del creciente carácter internacional de las industrias, se considera 
ampliamente recomendable el establecimiento de estándares internacionales y acuerdos con respecto a 
los métodos de seguridad. 
 
Es muy importante definir las condiciones ambientales en que estará operando el sistema eléctrico, 
pues de esta manera, se fundamenta la utilización de ciertos materiales y accesorios adecuados que 
satisfagan todas las necesidades del proyecto. Los tipos ambientales presentes en las instalaciones 
eléctricas industriales se muestran en la figura 2.8. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 2.8 Ambientes presentes en la industria 
 28
Ambientes ordinarios 
 
Son los que con mayor frecuencia se presentan en la industria, tanto en interiores como en exteriores. 
Para este tipo de ambientes, el diseño de los instrumentos debe incluir materiales resistentes a la 
humedad, a la abrasión, a la incidencia de rayos solares y a los tipos de ambientes propios del clima. 
 
Ambientes corrosivos 
 
Estos ambientes representan un problema más serio para la selección de instrumentos y accesorios, por 
lo que es necesario analizar el tipo de daño que ocurre en los materiales al operar bajo estas 
condiciones. En estos ambientes, existen dos tipos de ataque: la corrosión química y la electroquímica. 
 
En la corrosión química, el metal reacciona con un medio no iónico, por ejemplo: los ácidos, que 
atacan a los materiales en forma homogénea. 
 
En el caso de la corrosión electroquímica, el ataque al metal se realiza por un intercambio de electrones 
con el medio ambiente; es decir, existe una circulación de corriente que provoca desprendimiento del 
material al medio que lo rodea, erosionando su superficie. 
 
Ambientes peligrosos 
 
Los ambientes peligrosos son aquellos en donde se encuentran oxígeno y materiales combustibles en 
cantidades suficientes, de tal forma que al agregar una fuente de ignición pueda iniciarse un incendio o 
hasta una explosión, dependiendo de la energía que se pueda liberar en el lugar. 
 
El calor suministrado a la mezcla combustible puede provenir de muchas fuentes, como por ejemplo: 
arcos eléctricos, chispas, fallas en los equipos eléctricos, superficies calientes, etc. 
 
La Norma Oficial Mexicana NOM-001 y el Nafional Elecfrical Code (NEC), publican una 
clasificación de áreas peligrosas de acuerdo con el material combustible presente; así como la 
frecuencia y tipo de permanencia con que se encuentra en el lugar. De esta forma, el área peligrosa 
queda definida especificando la Clase y la División a la que pertenece de acuerdo con: 
 
Clase 1, División l. Es donde existe alguna de las condiciones siguientes: 
 
Cuando bajo condiciones normales de operación, existen concentraciones de gases o vapores 
inflamables. Cuando frecuentemente debido a labores de reparación, mantenimiento o fugas, existen 
concentraciones en cantidades peligrosas de gases o vapores. 
Cuando debido a roturas o mal funcionamiento de equipos o procesos pueden liberarse concentraciones 
inflamables de gases o vapores, y pueden causar simultáneamente una falla en el equipo eléctrico. 
 
Nota: 
Esta clasificación generalmente incluye los lugares donde se transfieren, de un recipiente a otro, líquidos 
volátiles inflamables o gases licuados inflamables; los interiores de las cabinas pulverizadoras de pintura, donde 
se usan solventes volátiles inflamables; lugares que contienen tanques de líquidos volátiles inflamables; locales 
para el secado o compartimentos para la evaporación de solventes inflamables; locales que contienen equipos 
para la extracción de grasas y aceites que usan solventes volátiles inflamables; las secciones de las plantas de 
limpieza y teñido donde se utilizan líquidos inflamables; los cuartos de los generadores de gas y otras secciones 
 29
de plantas manufactureras de gas donde puede haber escape de gases inflamables o líquidos volátiles 
inadecuadamente ventilados; ventiladores de refrigeradores y congeladores que almacenan materiales volátiles 
inflamables al descubierto, o en recipientes ligeramente cubiertos o de fácil ruptura; y todos los lugares donde 
pueden ocurrir durante el transcurso de una operación normal, concentraciones de vapor o gases inflamables. 
 
Clase I División 2. Es donde existe alguna de las siguientes condiciones: 
 
Donde se manejan, procesan o usan líquidos volátiles inflamables o gases inflamables, pero en donde 
normalmente los líquidos, vapores y gases están confinados dentro de recipientes o sistemas cerrados, 
donde éstos pueden escapar solamente en caso de ruptura accidental, avería de recipientes o sistemas, o 
en el caso de una operación anormal del equipo. 
Lugares en donde concentraciones inflamables de gases o vapores son normalmente prevenidas por 
medio de una ventilación mecánica positiva, y la cual puede convertirse en peligrosa por la falla o la 
operación anormal de equipo de ventilación. 
El lugar se encuentra adyacente a un lugar de clase I, División 1, hacia donde pueden llegar 
ocasionalmente concentraciones inflamables de gases o vapores, a menos que la vía de comunicación 
se evite por medio de un adecuado sistema de ventilación de presión positiva de una fuente de aire 
limpio, y se disponga de dispositivos adecuados para evitar las fallas del sistema de ventilación. 
 
 
Notas: 
1. Esta clasificación generalmente incluye lugares donde se usan líquidos volátiles inflamables, gases o vapores 
inflamables, pero que a juicio de una autoridad competente pueden volverse peligrosos, solamente en caso de 
accidentes o de alguna condición de operación inadecuada. 
 
La cantidad de material inflamable que puede escaparse con fuerza, en caso de accidente, la capacidad del 
equipo de ventilación, el área total involucrada y el historial de la industria o negocio con respecto a explosiones 
o incendios, son los factores que merecen consideración al determinar la clasificación y extensión de cada 
lugar. 
 
2. No se considera que las tuberías sin válvulas, los puntos de inspección, medidores y dispositivos similares 
pueden, generalmente, causar condiciones de peligro aun al usarse líquidos o gases inflamables. Los lugares 
usados para el almacenamiento de líquidos inflamables o gases comprimidos dentro de depósitos sellados no 
se consideran generalmente peligrosos,a menos que se encuentren expuestos también a otras condiciones 
peligrosas. 
 
Las tuberías eléctricas y sus envolventes asociadas, separadas de los líquidos de los procesos por medio 
de un sello sencillo o barrera deben ser clasificadas como lugares de la División 2, si la parte exterior 
de la tubería y sus envolventes están en un área no clasificada. 
 
clase II. Son aquellos que son peligrosos debido a la presencia de polvo combustible. 
 
clase II, División 1. Es donde existe alguna de estas condiciones: 
 
- Cuando bajo condiciones normales de operación hay polvo combustible en el aire en cantidades 
suficientes para producir mezclas explosivas o incendiarias. 
- Cuando una falla mecánica o un funcionamiento anormal de una maquinaria o equipo, puede causar 
explosión o producir mezclas explosivas y puede también proporciona y la fuente de ignición por 
medio de una falla simultánea del equipo eléctrico, la operación de los equipos de protección, o de 
otras causas. 
 30
- Cuando polvos combustibles que por naturaleza son eléctricamente conductivos, pueden estar 
presentes en cantidades peligrosas. 
 
Nota: 
Los polvos combustibles que son eléctrica mente no conductivos incluyen los polvos producidos en el manejo de granos y 
productos de los granos; azúcar pulverizada y cacao; huevo seco y leche de polvo; pastas, especies pulverizadas, almidón, 
papas y harinas; harinas producidas de frijoles y semillas; heno seco u otros materiales orgánicos que pueden producir 
polvos combustibles durante su procesamiento o manejo. 
 
Solamente los polvos del Grupo E* son considerados eléctricamente conductivos para el propósito de la clasificación. Los 
polvos que contienen Magnesio o Aluminio son particularmente peligrosos, y su uso debe ser con extrema precaución para 
evitar ignición y explosión. 
 
(*)Polvos metálicos combustibles, incluyendo Aluminio, Magnesio y sus aleaciones comerciales, y otros polvos 
combustibles, donde el número de partículas, abrasivos y conductividad, presenten peligro similar en la utilización del 
equipo eléctrico ver clasificación por grupos de la clase II más adelante. 
 
Clase II, División 2. Es donde existe alguna de las condiciones siguientes: 
 
Cuando el polvo combustible no está generalmente en el aire en suficiente cantidad para producir 
mezclas explosivas o inflamables, y las acumulaciones de polvo son generalmente insuficientes para 
interferir con la operación de los equipos eléctricos o de otros aparatos, pero el polvo puede estar en 
suspensión en el aire como resultado de un ocasional mal funcionamiento de los equipos de manejo o 
procesos, y las acumulaciones de polvo combustible sobre, dentro o en la proximidad del equipo 
eléctrico, pueden ser suficientes para interferir con la disipación segura de calor del equipo eléctrico o 
incendiarse por medio de operaciones anormales o falla del equipo eléctrico. 
 
Notas: 
l. La cantidad de polvo combustible que puede estar presente y los sistemas adecuados para remover el polvo, son factores 
que ameritan su consideración para determinar la clasificación, y puede resultar en un área no clasificada. 
 
2. Cuando productos tales como semillas son manejadas de un modo que produzcan bajas cantidades de polvo, la cantidad 
depositada de éste, puede no ameritar su clasificación. 
 
clase III. Son aquellos lugares que resultan peligrosos debido a la presencia de fibras o partículas volátiles de fácil 
ignición, pero donde es poco probable que las partículas volátiles permanezcan en suspensión en suficientes cantidades 
para producir mezclas inflamables. 
 
 
Clase III, División 1. Es donde se manejan, manufacturan o usan fibras inflamables que 
producen partículas volátiles inflamables. 
 
Notas: 
1. Estos lugares generalmente incluyen algunos sitios que utilizan rayón, algodón y otros textiles; en plantas 
manufactureras y procesadoras de fibras combustibles; desmontadoras de algodón; plantas procesadoras de lino; plantas 
manufactureras de ropa; plantas de madera; y establecimientos e industrias involucradas en procesos o condiciones de 
peligros similares. 
 
2. Entre las fibras y partículas volátiles se encuentran las de rayón, algodón (incluyendo las fibras de residuos de algodón 
desmontado y desperdicios de algodón), sisal o henequén, cáñamo, fibras de cocoa, estopa, desperdicios de lana, ceiba, 
musgo español, virutas de maderas y otros materiales de similar naturaleza. 
 
 
 31
Clase III, División 2. Es donde se almacenan o manejan fibras fácilmente inflamables, a excepción del 
proceso de la manufactura. 
 
La clasificación de los ambientes peligrosos se resume en la Figura 2.9. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fig. 2.9 Clasificación de áreas 
 
Con el propósito de evaluación, aprobación y clasificación de las áreas peligrosas de las Clases I y II, 
varias mezclas de aire se han dividido en grupos. Estos grupos se han formado con base en la 
temperatura de ignición y otros factores que determinan el grado de peligrosidad de estas atmósferas. A 
continuación se indican dichos grupos de acuerdo a la clase y el tipo de substancias que contienen: 
 
Clase l. 
 
Grupo A: 
Atmósferas que contengan acetileno. 
 
 
Grupo B: 
Atmósferas que contengan hidrógeno, combustibles y procesos de gases; combustibles que contengan 
más del 30 por ciento de hidrógeno en volumen, o gases o vapores de peligrosidad equivalente. 
 
 
Grupo C: 
Atmósferas tales como éter etílico, etileno, o gases o vapores de peligrosidad equivalente. 
 
 
Clases de gases o 
substancias inflamables 
Clase I 
Gases o vapores 
Clase II 
Polvos 
Clase III 
Fibras 
División I 
Presencia en el ambiente en 
condiciones normales 
División II 
Presencia en recipientes o sistemas 
cerrados 
Divisiones 
Presencia o Permanencia 
 32
Grupo D: 
Atmósferas tales como acetona, amoniaco, benceno, butano, ciclopropano, etanol, gasolina, hexano, 
metanol, gas natural, nafta, propano, o gases o vapores de peligrosidad equivalente. En el caso de las 
atmósferas que contengan amoniaco, se puede reclasificar a una zona menos peligrosa o no peligrosa 
dependiendo de las condiciones del ambiente. 
 
Nota: 
Algunas atmósferas químicas pueden tener características que requieren mayor precaución, que aquellas requeridas por 
cualquiera de estos grupos. El bisulfuro de carbono es uno de estos productos químicos, debido a su baja temperatura de 
ignición (100°C) y al pequeño claro de junta permitido para detener su flama. 
 
 
Clase II. 
 
Grupo E: 
Atmósferas que contengan polvos metálicos combustibles, incluyendo Aluminio, Magnesio y sus 
aleaciones comerciales y otros polvos combustibles, donde el número de partículas, abrasivos y 
conductividad presenten peligro similar en la utilización del equipo eléctrico. 
 
Nota: 
Ciertos polvos metálicos pueden tener características que requieren de una mayor protección, a aquellas para 
atmósferas que contienen polvos de Aluminio, Magnesio y sus aleaciones comerciales. Por ejemplo, los polvos 
de Circonio, Torio y Uranio tienen temperaturas de ignición extremadamente bajas (tan bajas como 20°C) y las 
energías mínimas de ignición menores que cualquier otro material clasificado en cualquiera de los grupos de 
clase I o de clase II. 
 
 
Grupo F: 
Atmósferas que contienen polvos de carbón combustibles, incluyendo carbón negro, carbón mineral, 
carbón o coque, con más del 8 por ciento del total de los minerales volátiles, o polvos sensibilizados 
por otros materiales, de forma que aquellos presenten un peligro de explosión. 
 
Grupo G: 
Atmósferas que contengan polvos combustibles no incluidos en los grupos E y F, incluyendo flúor, 
granos, madera, plásticos y químicos. 
 
Los ambientes peligrosos, según la clase y División a la que pertenecen, influyen en forma 
determinante en la selección de equipos y conductores eléctricos, así como en los accesorios adecuados 
para su instalación. 
 
 
2.4 INSTRUMENTACIÓN INTELIGENTE 
 
La instrumentación a