manual completo- Conchán

INDICE I

INTRODUCCION 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

II

Prólogo.................................................................................... Jerarquía de funciones ............................................................. Funciones del personal de operaciones ...................................... Productos de las unidades......................................................... Tipos de operación ……............................................................. Tipos de carga a las Unidades ...................................................

4 5 5 11 12 13

FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10

III

Página Nº

El Petróleo Crudo …………………………………………………................... 15 Importancia de la destilación ..................................................... 16 Columna de Destilación Atmosférica ........................................... 19 Agotamiento (Stripping) …………………………………………................... 25 Torre de Destilación al Vacío ...................................................... 26 Acumuladores de Tope …………………………………………………………….. 28 Bombas ……………………………………………………………. …………………… 29 Intercambiadores de Calor ………………………………………………………. 33 Instrumentación ……………………………………………………………………... 35 Hornos de Proceso …………………………………………………………………… 38

DESCRIPCION Y DETALLES DEL PROCESO Y EQUIPOS 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17 3.18 3.19 3.20

Sistema de Recepción de Crudos y Productos ...............................40 Preparación de Tanques de Alimentación ..................................... 41 Elección de Tanque de Suministro ……......................................... Carga a la Unidad ...................................................................... 45 Precalentamiento de Crudo. Circuitos Nº1 y Nº2 .......................... Horno de Destilación Primaria (F-1) ............................................ Unidad de Destilación Primaria ................................................... Horno de Destilación al Vacío (F-2) ............................................. Unidad de Destilación al Vacío .................................................... Agotadores o Strippers ……………………………………………................. Aerorefrigerantes ………………………………………………….................… Coalescedores y Deshidratadores ................................................ 58 Drums acumuladores de Tope .................................................... Estaciones de mezclas ............................................................... Tratamiento Cáustico del Solvente Nº1 ……………………………………… 58 Tratamiento Cáustico del Solvente Nº3 ……………………………………… 59 Protección contra la corrosión ...................................................... Relación de lazos de control de UDP/UDV ………………………………….. Relación de termocuplas del área de procesos …………………………… Relación de transmisores de flujo ………………………………………………

44 46 48 49 54 55 56 57 58 58

60 62 63 64

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3.21 3.22 3.23 3.24

IV

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Relación de Bombas de proceso ……………………………………………….. Capacidad de Tanques de Almacenamiento …………………………………… Diagrama de Procesos Destilación Primaria ………………………………... Diagrama de Procesos Destilación al Vacío ………………………………….

65 66 67 68

PROCEDIMIENTOS DE ARRANQUE DE LAS UNIDADES 4.1

Unidad de Destilación Primaria Independiente .................................... 69 4.1.1 Instrucciones de Puesta en Marcha……………………………………….. 69 4.1.2 Inspecciones Preliminares…………………………………………………………. 4.1.3 Preparación para alimentar Crudo…………………………………………. 71 4.1.4 Fuentes de Vapor………………………………………………………………… 71 4.1.5 Comprobación de Pérdidas y/o Fugas……………………………………. 71 4.1.6 Chequeo de válvulas automáticas y lazos de control…………………. 72 4.1.7 Carga de Crudo para recirculación……………………………………….. 72 4.1.8 Alineamiento del Sist. e inicio de la etapa de recirculación en frío….

73 4.1.9 Puesta en Servicio del Horno F-1…………………………………………….. 74 4.1.10 Elevación de temperaturas………………………………………………………… 75 4.1.11 Inyección de Vapor Despojante a C-1………………………………………. 76 4.1.12 Niveles de Agotadores………………………………………………………………. 76

4.2

V

PROCEDIMIENTOS DE PARADA DE LAS UNIDADES 5.1 5.2 5.3

VI

4.1.13 Bombas de Reflujo de tope y medio…………………………………………. 76 4.1.14 Niveles de acumuladores V-1 y V-2………………………………………….. 76 4.1.15 Agotador de Solvente C-5……………………………………………………….. 77 4.1.16 Agotador de Kerosene C-2……………………………………………………….. 77 4.1.17 Agotador de Diesel C-3……………………………………………………………. 77 4.1.18 Inhibidores…………………………………………………………………………….. 78 4.1.19 Fondos de la columna…………………………………………………………….. 78 4.1.20 Aumento de carga a la Destilación Primaria………………………………. 78 4.1.21 Muestreo……………………………………………………………………………….. 78 4.1.22 Integración con el arranque de la UDV……………………………………… 79 4.1.23 Incremento de carga total a la Unidad……………………………………….. 80 Arranque de la Unidad de Destilación al Vacío Independiente………………… 80 4.2.1 Preparación Preliminar……………………………………………………… 80 4.2.2 Puesta en servicio del Horno F-2……………………………………………… 81 4.2.3 Encendido del Horno………………………………………………………………. 82 4.2.4 Incremento de carga a la UDV…………………………………………………. 83

Unidad de Destilación Primaria y Vacío integradas ............................... Unidad de Destilación Primaria independiente .............................. …….. Unidad de Destilación al Vacío independiente ............................… ……..

85 88 90

OPERACION NORMAL 6.1 6.2 6.3

Chequeo de las condiciones de operación ……………............................. Inspección de Hornos y regulación de combustión ............................... Chequeo del equipo mecánico .......................................................... 6.3.1 Operación bombas reciprocantes …………………………………………... 6.3.2 Operación Bombas centrífugas ……………………………………………….

94 95 99 100 102

6 9

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6.4

6.5

6.6 6.7 6.8

6.9

6.10 6.11

VII

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6.3.3 Cavitación de bombas centrífugas …………………………………………. 6.3.4 Operación de las bombas de carga…………………………………………. 6.3.5 Lazo de control de distribución de carga ……………………………..... 6.3.6 Op. de la bomba P-22 como booster de las bombas de carga.. Operación de Intercambiadores de Calor ……………………………………… 6.4.1 Procedimiento gral. para sacar de servicio un int. de calor….. 6.4.2 Procedimiento gral. para poner en servicio un int. de calor…. Drenaje de Filtros y Acumuladores................................................... 6.5.1 Drenaje del V-1………………………………………………………………….. 6.5.2 Drenaje del V-2…………………………………………………………………. 6.5.3 Drenaje del V-4………………………………………………………………… 6.5.4 Drenaje de Filtros y coalescedores……………………………………… Muestreo de Productos ................................................................. Sistema de Inyección de aminas …….…………………………………………. Control del fraccionamiento …........................................................ 6.8.1 Unidad de Destilación Primaria ………………………………………….. 6.8.2 Unidad de Destilación al Vacío …………………………………………… Operación de Estaciones de Control Foxboro I/A ............................. 6.9.1 Pantalla P-crudo (Precalentamiento de Crudo)…………………….. 6.9.2 Pantalla Horno_F1 (Control de Operación del Horno F-1)……… 6.9.3 Pantalla UDP…………………………………………………………………….. 6.9.4 Pantalla Prod_UDP…………………………………………………………….. 6.9.5 Pantalla Horno_F2…………………………………………………………….. 6.9.6 Pantalla UDV…………………………………………………………………….. 6.9.7 Pantalla Prod_UDV……………………………………………………………. ACTIVACION DE LAS SEGURIDADES EN LOS HORNOS F1/F2………….. Parámetros de Ctrl. de Soda gastada y agua en Trat. de Solv. Nº1 y Nº3

103 107 109 109 109 110 110 111 111 111 111 111 112 112 113 113 117 119 119 119 119 120 120 120 120 120 123

CAMBIOS DE OPERACION 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9

Cambio de Operación Cementos Asfálticos de Distinta Penetración ….… Cambio de Operación Residual a Cementos Asfálticos ......................... Cambio de Operación Cementos Asfálticos a Residuales ...................... Cambio de Operación Cementos Asfálticos a Asfalto RC-250 ................ Cambio de Operación Asfalto RC-250 a Cementos Asfálticos. ............... Cambio de Operación Residual a Asfalto RC-250 ................................ Cambio de Operación Asfalto RC-250 a Residuales ............................. Preparación de Ronax de diversos grados ......................................... Reformulación de calidad de Tanques de Asfaltos ..............................

124 126 127 129 131 132 132 133 134

VIII PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA 8.1

8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9

Falla eléctrica ................................................................................. 8.1.1 Corte de corriente total momentáneo……………………………………. 8.1.2 Corte de corriente total prolongado………………………………………. Falla de Vapor ............................................................................... Relevo de la Válvula de Seguridad de C-1 ....................................... Falla de la bomba de Carga (pérdida de carga)................................ Falla de aire a instrumentos ........................................................... Fuga de crudo por tubos de los hornos ........................................... Incendio ....................................................................................... Terremoto ................................................................................... Emergencias Misceláneas ........................................................... ….

135 135 136 138 139 140 141 143 143 144 144

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IX

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REGLAS DE SEGURIDAD Reglas de Seguridad .................................................................................. 9.1 Reglas Generales de Seguridad y Prácticas Seguras………………………….. 9.2 Principio de Seguridad para Operadores de Procesos .........................

147 147 148

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CAPITULO I INTRODUCCION

1.1 Prólogo Al Supervisor de Turno-Procesos: Este Manual de Operaciones tiene por objetivo instruir al personal operativo para el desarrollo eficaz de los trabajos a su cargo en el Area de Procesos, que comprende el control y optimización de la operación de las Unidades de Destilación Primaria y Vacío. En consecuencia, se busca unificar los criterios de trabajo de los responsables de la operación. Con este fin, se incluye información del control de las operaciones, detalles de los equipos, procedimienos de arranque y parada, procedimientos en caso de emergencias, procedimientos de trabajo especiales, etc. Es responsabilidad del Supervisor de TurnoProcesos el conocer al detalle las características de los equipos que controla y los procedimientos de trabajo descritos en este manual para supervisar con éxito el personal a su cargo, así como de su divulgación entre su personal para mantener un rendimiento óptimo y sostenido de las operaciones en su integridad. Cuando la ejecución de nuevos proyectos requiera la modificación ó adición de algún procedimiento, éste deberá ajustarse a los detalles del proyecto. Las modificaciones deberán ser insertadas en el manual mecanizado (archivo manual.doc) e impresos el/los capítulos que se modiquen. Este es el caso de los nuevos proyectos que se encuentran en etapas de ejecución tales como la instalación de la desaladora, la instalación de la torre Pre-Flash, Nuevo sistema de Vacio, etc. En lo concerniente al trato con el personal, se deberá actuar según las normas del Reglamento de Trabajo existente, y evitar situaciones de tensión que perjudiquen su desarrollo. El Supervisor de Turno-Procesos desempeña un rol muy importante en el desarrollo integral de las actividades diarias de la Refinación. Es el líder de su equipo y lo conducirá a buen término dentro de la jornada de trabajo. A los Operadores de Refinería y Equipo Como se menciona, este Manual de Operaciones ha sido preparado para la unificación de criterios entre los operadores de las Unidades de Destilación, por lo que deberá ser materia de consulta cada vez que se requiera. Se ha incluído información que se considera importante para los Operadores, y se han actualizado los datos con respecto a la versión anterior del manual. Se ha incluído un capítulo dedicado a los cambios de operación, donde se describen los parámetros dentro de los cuales el operador debe maniobrar para lograr el cambio exitoso de operación con las calidades de los productos en especificación y en el menor tiempo posible. Recuerde que el trabajo en equipo ayudará a alcanzar mejores logros, y que las experiencias operativas deben compartirse para que los problemas típicos particulares de cada emergencia no se repitan, y se esté cada vez mejor preparado para afrontarlas.

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1.2 Jerarquía en las funciones En operación normal, los Operadores deberán recibir todas las órdenes directamente del Supervisor de Turno-Procesos. Las indicaciones para los cambios de operación se dan por intermedio del Supervisor de Turno-Procesos quien a su vez habrá recibido las indicaciones de su Jefe inmediato, el Jefe de la Unidad Operaciones. Supervisor de Turno-Procesos.- En operación normal, todas las órdenes deberán recibirse del Jefe de la Unidad Operaciones, Jefe de Departamento Refinación o Gerente de Refinería Conchán, en ese orden. Cuando se reciban directamente de los dos últimos, deberán comunicarse a la brevedad al Jefe de la Unidad. Las órdenes recibidas de terceros que no están en la línea de mando directa, se pondrán en práctica antes o después de ser comunicadas al Jefe de la Unidad Operaciones y coordinada con él su ejecución. Deberán considerarse las sugerencias que tiendan a mejorar la calidad de trabajo, y prevenir accidentes o situaciones peligrosas para el equipo y/o personal bajo su cuidado. Operador de Planta.- Recibirán órdenes exclusivamente del Supervisor de TurnoProcesos. Operador de Equipos.- Recibirán órdenes exclusivamente del Supervisor de TurnoProcesos o Operador de Planta. Decisiones de Operación En el caso de situaciones de emergencia que pongan en riesgo la continuidad de la operación de la Refinería, el Supervisor de Turno-Procesos decidirá según su criterio las acciones a seguir antes o después de ser comunicadas al Jefe inmediato según jerarquía establecida. En el caso de situaciones previsibles que puedan ocasionar una parada de Planta es deber del Supervisor de Turno-Procesos avisar al Jefe de la Unidad Operaciones o en su ausencia al Jefe de Departamento Refinación o al Gerente de la Refinería en ese orden para solicitar su autorización en caso de requerirse parar la Planta.

1.3 Funciones del Personal de Operaciones 1.3.1. Jefe de Unidad Operaciones Es el responsable del desempeño de su personal a su cargo e imparte las órdenes necesarias para mantener su adecuada marcha operativa, técnica y administrativa.

1.3.2. Supervisor de Turno-Procesos Supervisa el funcionamiento de las Unidades de Proceso de la Refinería, según el Programa Semanal de Operaciones e instrucciones del Jefe de Unidad Operaciones. Son obligaciones del Supervisor de Turno-Procesos: •

Conocer las cláusulas del convenio colectivo del trabajo que sean necesarias para el trato con el personal y asimismo la descripción de puestos del personal a su cargo.

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• • •

•

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Atender con interés cualquier queja del personal y darle la solución pertinente. En caso contrario, transmitirla según jerarquía establecida para el mismo efecto. Incentivar en el personal el respeto y cumplimiento de las Normas y Reglas de Seguridad. Verificar que todos los movimientos sean efectuados físicamente por los Operadores titulares de cada área. Periódicamente el Supervisor de TurnoProcesos recalcará al personal operativo las labores inherentes al puesto que desempeña. Capacitar a su personal e impartirles charlas informativas o de capacitación sobre los nuevos proyectos a realizar o algún tópico particular sobre las operaciones.

1.3.3. Operador de Refinería El Operador de Refinería tiene bajo su cargo la operación de las Unidades de Proceso y el manejo de las estaciones de control Foxboro AW51 y WP51. Recibe diariamente del Supervisor de Turno-Procesos las instrucciones de operación concernientes al tipo de crudo procesado, tanque de suministro, cambios de tanque se suministro o de operación, y maniobras especiales o rutinarias a realizar. Como estas instrucciones no cubren todas las situaciones específicas que se puedan encontrar, el operador debe complementarlas con buen juicio y experiencia. En el caso que considere que una instrucción pueda conllevar riesgos de seguridad u otras razones, consultar con el supervisor las dudas a fin de obtener las mejores instrucciones de cómo proceder ante eventos específicos. Sin ser excluyentes el Operador de Planta tiene bajo su responsabilidad las siguientes tareas básicas. Tareas preliminares

a. Recibe del Operador de Refinería del turno anterior las indicaciones de las ocurrencias operativas (tipo de corrida, tipo de crudo procesado, calidad de productos, etc.) y trabajos de mantenimiento en ejecución.

b.

Lee los reportes de calidad de productos y su libro de ocurrencias para enterarse del detalle de incidencias. Solicita al Ingº. de Turno instrucciones sobre la operación que se desarrollará, y le informa de cualquier anomalía detectada o problema crítico cuya solución requiera su coordinación. Así también escribe en el libro de ocurrencias las incidencias correspondientes a su turno.

c. Da su vuelta de rutina inspeccionando equipos tales como: • • • • •

Operación de hornos F-1 y F-2. (Chequea llama de los quemadores, diferenciales vapor/combustible, presión de combustible en el campo,etc.) Operación de bombas de proceso. Alineamiento de sistemas de producción. Alineamiento de circuitos especiales de producción (Asfaltos vía estaciones de mezcla, corridas de solvente Nº 1 y Nº 3). Lee los reportes de calidad de productos y su libro de ocurrencias para enterarse

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Monitoreo y Control de Variables de Proceso a. Chequea en las estaciones de control las variables del proceso de refinación como: • Perfil de temperaturas de precalentamiento de crudos. • Presiones de los circuitos de precalentamiento de crudo. • Perfil de temperaturas de hornos F-1/F-2. • Perfil de temperaturas de columnas C-1/C-6. • Niveles de columnas C-1/C-2/C-3/C-5/C-6. • Niveles de acumuladors V-1/V-2,V-4. • Flujos de corrientes de proceso y productos terminados. • Presiones de columnas. b. Verifica el control de las variables de operación en las estaciones Foxboro, accesando en cada lazo de control y ajustando los valores de setpoint deseados. Coordina las acciones correctivas que cada caso requiera. Por ejemplo, si detecta que el nivel de un recipientes está lleno y la válvula automática indica 100% abierta, envía a su Operador de Equipos a chequear si la bomba no está cavitando, o a abrir el by-pass de la válvula de control, etc. Por su parte el Operador de Refinería chequeará la variable que pudo causar dicha perturbación. c. En función al tipo de crudo procesado, realiza las correcciones en las condiciones de operación de UDP/UDV para alcanzar los objetivos de calidad de productos y los rendimientos deseados. Efectúa los cambios de condiciones de operación para la ejecución de las diversas corridas de producción solicitadas por el Supervisor de Turno-Procesos, con el objetivo de minimizar el tiempo de ajuste y obtener el producto en la especificación deseada. Lograda la estabilización de la Unidad y la calidad del producto, coordina con el Operador de Movimiento de Productos su alineamiento al tanque de producción y comunica al Supervisor de Turno-Procesos. d. En los cambios de tanque de suministro indicados por el Supervisor de TurnoProcesos, coordina con el Operador de Equipo la ejecución de acciones típicas de campo orientadas a controlas y estabilizar la Unidad en situaciones de operación normal y/o emergencias, de acuerdo a procedimientos establecidos en el capítulo VIII sobre procedimientos de emergencia. e. Realiza ajustes de variables desde el panel el control para las siguientes acciones de emergencia: • • • •

f.

Accesa el lazo de control de carga a la Unidad para la puesta en servicio de las bombas de carga, y/o puesta en servicio de la bomba P-1 A en los casos de corte de corriente. Accesa el lazo de control de las válvulas automáticas de los hornos F-1 y F-2 para el encendido de los hornos después de un corte de corriente. Accesa los lazos de control de niveles de fondos de columnas C-1 y C-6 para el control de los niveles de fondos. Accesa el lazo de control de carga a la unidad para corregir las variaciones que hubiera.

Reporta al Supervisor de Turno-Procesos de cualquier anomalía en la UPS y demás periféricos del sistema de control (vibración en pantallas, bloqueo del

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sistema, etc) Confección de Reportes de Control

a. Es responsable del control de horas trabajadas de equipos rotativos. b. Responsable de mantener actualizada la impresión de reportes de condiciones de operación del sistema de control.

c. Reporta los datos recibidos de laboratorio de calidad de productos. Otros trabajos de su responsabilidad

a. Conocimiento al detalle de los procedimientos de arranque y parada de Unidades, y maniobras de emergencia, para ejecutar las acciones requeridas con oportunidad y de forma eficiente, y de acuerdo a los procedimientos establecidos.

b. Control del envío de muestras rutinarias al laboratorio, y efectúa seguimiento a los resultados de las mismas. Ejecuta las correcciones en las condiciones de operación necesarias y envía muestras posteriormente para verificar se alcance el objetivo de la corrección.

c. Analiza los reportes del gastado de soda y pH y coordina con el Operador de equipos los cambios de soda y agua requeridos en los equipos de tratamiento cáustico C-4, V-3, D-126, D-127.Opera los controles de la Unidad de Destilación Primaria y Destilación al Vacío, para lo cual manipula parámetros de operación como: flujos, temperaturas, presiones, niveles, etc., con la finalidad de optimizar las condiciones de operación y asegurar la calidad de los productos obtenidos. Este procedimiento lo hace impartiendo órdenes y supervisando al operador III de Equipo.

d. Conocimiento al detalle de todas las modificaciones que se ejecutan a través de los proyectos y su adecuada puesta en servicio así como su control.

e. Elabora y controla la ejecución los permisos de trabajo en el área bajo su responsabilidad.

1.3.4 El Operador de Equipos El operador de Equipos desarrolla su labor en las áreas de UDP y UDV en turnos rotativos, ejecutando los movimientos de campo que se requieren para mantener bajo control las condiciones de operación de la Unidad. Dentro de sus actividades están la limpieza de hornos de proceso, el muestreo de productos, lubricación de equipos rotativos, drenajes de drums acumuladores y filtros, alineamiento de sistemas para los cambios de producción, cambio de bombas, cambio de soda y agua en los drums de tratamiento cáustico, preparación de productos químicos y control de la inyección de aminas al tope de las columnas C-1 y C-6, realiza maniobras de alineamientos en las emergencias, etc. Sin ser excluyentes a continuación se resumen las tareas básicas del puesto.

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Tareas Preliminares

a. Recibe la guardia del turno saliente, enterándose de las incidencias más importantes del turno anterior, los tanques donde están alineados los productos, el/los tanques de suministro, los problemas operativos y de mantenimiento, y los trabajos que están en ejecución.

b. Lee las ocurrencias del libro de reporte del Operador de Equipos, y realiza su vuelta de rutina inspeccionando qué bombas están en servicio y cómo están alineados los sistemas. Se apoya para el chequeo de las condiciones de operación de los datos de las estaciones de control Foxboro I/A. Muestreo

a. Muestreo de la soda de los Drums C-4 y D-126 para su análisis en laboratorio gastado, y de acuerdo a recomendación de laboratorio, realizar el cambio de soda en coordinación con el Operador de Movimiento de Productos.

b. Muestreo de agua de V-3 y D-127, cambio de agua de acuerdo a recomendación de laboratorio.

c. Muestreo de agua del V-1 y V-4 para análisis del ph y regulación de la bomba de inyección de aditivos.

d. Muestreo de rutina de productos blancos, negros y muestreos a solicitud del Operador de Planta. En caso del kerosene, diesel y solvente observará la apariencia opaca del producto y/o contaminación, y comunicará de inmediato al Supervisor de Turno-Procesos u Operador de Planta para que se tomen las acciones correspondientes para el cambio de tanque de producción respectivo.

e. Efectúa los análisis de API en el laboratorio de Planta requeridos para las correciones de condiciones de operación rápidas. Chequeo de equipos rotativos y lubricación

a. En su vuelta de rutina verifica el nivel aceite de las cajas de cojinetes de las bombas centrífugas, lubricadores de las bombas reciprocantes, nivel de aceite en reductores de los aerorefrigerantes. Adiciona aceite a los tricos de las bombas centrífugas y chequea la operatividad del trico.

b. Revisa el alineamiento del agua de enfriamiento a los sistemas de refrigeración de las bombas centrífugas y regula su flujo.

c. Revisa el alineamiento del sistema de flushing al sello mecánico de las bombas y regula su flujo.

d. Revisa el alineamiento del vapor al quench del sello mecánico de las bombas de fondos de UDP y UDV y regula su flujo para mantener una presión máxima de 10 psig.

e. Reporta al Operador de Planta e Supervisor de Turno-Procesos sobre cualquier vibración anormal detectada en las bombas o fuga por el sello mecánico de las

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mismas para que se proceda a su intervención.. Drenaje de Equipos

a. Controla el drenaje de los acumuladores V-1 y V-2. Verifica el funcionamiento de la válvula automática LC-6 (drenaje de agua del V-1 al desagüe industrial), así como de la válvula automática de drenaje del V-2 al desagüe industrial. En caso de obstrucción de las líneas realiza su limpieza desarmándolas.

b. Controla el drenaje del agua acumulada en filtros de sal y coalescedores D-120, D-122, D-123, D-124.

c. Cuando se realizan los cambios de soda y agua de los drums C-4, V-3, D-126, D-127 drena el agua y la soda al sistema del separador API en coordinación con el Operador de Movimiento de Productos. Preparación y dosificación de productos químicos

a. Verifica el nivel de producto químico en los drums respectivos y prepara el batch de acuerdo a la dosificación indicada por Ingeniería de Procesos. Chequea la operación de las bombas de inyección de aditivos.

b. De acuerdo a los resultados de laboratorio del análisis del pH del agua de los acumuladores V-1 y V-4, regula la carrera de las bombas de inyección para mantener el pH del agua de los acumuladores en 6.5 a 7.0. Preparación de reportes

a. Llena en cada turno el reporte de control de corrosión y combustión en UDP/UDV, donde consigna la altura de los cilindros, la limpieza de quemadores, y el exceso de oxígeno.

b. Llena en cada turno el reporte del Operador de Planta (Balance Diario de Producción), donde consigna los volúmenes de carga/producción y el consumo de combustible en los hornos.

c. Llena en cada turno el reporte de control de horas trabajadas de equipos rotativos.

Limpieza de hornos de proceso

a. Inspección de rutina de quemadores. Limpieza de quemadores obstruidos (coque formado en las boquillas y en los tazones) o con llama deficiente. Regulación de quemadores ajustando el flujo de combustible/vapor individualmente a cada quemador. Cambio y desarmado/limpieza de quemadores en caso ser necesario.

b. Deshollina una (1) vez por turno los tubos de la zona convectiva del horno F-1, realizando previamente las maniobras de purga del condensado de la línea de vapor de limpieza.

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Maniobras de campo

a. Pone en servicio la bomba P-7 para inyectar gasóleo/solvente/kerosene a las estaciones de mezcla de la planta, de acuerdo a las corridas de producción, a solicitud del Operador de Planta.

b. Realiza los cambios de bombas centrífugas/reciprocantes de acuerdo a las coordinaciones con el Operador de Planta. También entrega los equipos rotativos a mantenimiento.

c. Verifica el alineamiento de los circuitos en los cambios de operación. En los casos de emergencias diversas actúa de acuerdo a los procedimientos de cortes de corriente, falla de aire de instrumentos, etc.

d. En los arranques y paradas de planta, realiza las maniobras de campo que se requieren para la puesta en servicio de líneas, bombas, equipos, hornos, etc., de acuerdo al procedimiento descrito en el manual de operaciones de la planta. Así también ejecuta las maniobras de vaporización de equipos y líneas.

e. Realiza la limpieza de planta y equipos a su cargo. f. Apoya al Operador de Planta e Supervisor de Turno-Procesos en maniobras a su solicitud.

g. Velará por el Orden y Limpieza del área de procesos. Control de Permisos de Trabajo

a. Elabora de permisos de trabajo en frío y en caliente en el área bajo su responsabilidad, y en sus vueltas de rutina verifica el avance de los trabajos. En caso de detectar alguna anomalía en los trabajos realizados informa al Operador de Planta e Supervisor de Turno-Procesos.

b. Recibe el trabajo terminado correspondiente a los permisos de trabajo. 1.4

Productos de las Unidades Las Unidades que conforman el área de Procesos de la Refinería Conchán son: Unidad de Destilación Primaria, Unidad de Destilación al Vacío y Unidad Despojadora (actualmente en desuso). Hasta el año 1994 la capacidad de procesamiento de la Unidad de Destilación Primaria era máximo de 6.7 MBD de Crudo Mezcla, y la de Destilación al Vacío de 4.4 MBD de Crudo Reducido. Luego de la implementación de proyectos como cambios de bombas, líneas de procesos, instalación de zona convectiva en el horno F-1, Proyecto de Modernización de la instrumentación de Refinería Conchán, repotenciación del tren de intercambio de calor, etc. a partir de 1,997 se ha ido logrando incrementar la carga desde niveles de 6,700 hasta 12,000 BPD que se procesan en la Unidad en forma sostenida. Los productos que se obtienen de la Unidades de Destilación Primaria son: •

Gases Incondensables de Tope, descargan a la atmósfera.

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• • • • • • • • •

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Gasolina Liviana de V-2, al pool de tanques de Gasolina Primaria. Gasolina de V-1, al pool de tanques de Gasolina Primaria. Solvente Nº1, a tanques de almacenamiento de Solvente Nº1. Solvente Nº3, a tanques de almacenamiento de Solvente Nº 3. Solvente RC, a tanques de almacenamiento para formulación de Asfalto Líquido, a tanques de almacenamiento. Solvente pesado, con punto de inflamación alto, que se alinea al kerosene y/o al pool de residuales cuando los tanques de solventes están llenos. Kerosene, a tanques de almacenamiento. Diesel, a tanques de almacenamiento. Crudo Reducido/Residuales, carga a la Unidad de Vacío o a tanques de almacenamiento pasando por las estaciones de mezcla.

Los productos que se obtienen de la Unidad de Destilación al Vacío son: • • • • • •

• •

1.5

Gases incondensables de Tope, descarga a la atmósfera vía K.O.Drum. Nafta de V-4, se alinea al pool de diesel. Gasóleo Ligero, a pool de Diesel. Gasóleo Pesado, usado para la formulación de Residuales o asfaltos. Residuo de Vacío, a tanques de almacenamiento de residuales vía estaciones de mezclas. Asfaltos, a tanques de almacenamiento de Asfaltos 40/50, 60/70, 85/100, 120/150. El asfalto se obtiene del procesamiento de Crudo Mezcla (75% Crudo Loreto Oxy y 25 % Base Asfaltica de Refinería Talara). Bajo este esquema se preparan el Asfalto 40/50, 60/70, 85/100 y 120/150. Base Asfáltica, usada para la formulación de Asfaltos líquidos con inyección de solvente vía estación de mezclas. Bajo este esquema se preparan el Asfalto RC-70, y RC-250. En elcaso de la formulación de MC-70 se usa la base mezclada con kerosene. Base Asfáltica, para formulación de Ronax 250,500,800 mezclando la base asfáltica con Aceite Lubricante DL-8000 en proporcionaes establecidas.

Tipos de Operación El procesamiento de Crudos bajo parámetros propios al tipo de operación, permiten la producción de Residuales, Cemento Asfáltico de diversos grados y Asfálto Líquido RC-250, y se muestra en la tabla a continuación:

Tipo de Crudo

OPERACION RESIDUAL (2) R-6

RCI

ASFALTOS (1) Diversos Grados

RC250

Crudo Ecuatoriano

NO

NO

SI

NO

Crudo Loreto

SI

SI

NO

SI

Crudo Loreto + Ecuatoriano

NO

NO

SI

NO

Crudo Guafita

SI

SI

SI

SI

Crudo Loreto + Res. Asfáltico

NO

NO

SI

NO

Refinería Conchán

Unidad Operaciones

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(1)

1.6

La producción de Asfaltos de diversos grados: 40/50, 60/70, 85/100 y 120/150 tipifica la operación. Ejem.: Tipo de Operación (Operación Asfalto 40/50). (2) En casos de excepción se procesa Crudo Ecuatoriano y/o Crudos Mezcla para formular Residuales y/o RC-70/250 Tipos de Carga a Unidades Históricamente la Refinería Conchán, durante la gestión de Conchán Chevron procesó crudos livianos (30 a 36 °API) y crudos pesados (12 a 15 °API) para la preparación de Residuales, Asfaltos y Derivados. En la gestión de Petróleos del Perú S.A. se procesó crudos diversos: Crudo Ecuatoriano, Crudo Loreto (Oxy, Lote 8, Liviano), mezcla de crudos y mezclas de Crudo Loreto con Residual Asfáltico de Talara proveniente del Crudo HCT ONO. Recientemente, en Enero 1999 se procesó el crudo Guafita, crudo liviano por naturaleza (API 29) que dio resultados para la formulación de Asfaltos. Se encuentra en etapa de evaluación su uso alternativo con mezclas de otros crudos.

Tabla 1. Procesamiento Crudos/Mezclas de Crudo en Refinería Conchán Tipo de Crudo Crudo Liviano Crudo Boscan

API 30-36 12-15

Unidades en Servicio UDP con UDV ó UDP sola Precalentador y Unidad Despojadora. Crudo Boscan 12-15 Unidad de Vacío Crudo Ecuatoriano 25-28 UDP con UDV Crudo Loreto Lote 8 23-25 UDP con UDP Crudo Loreto OXY 20-21 UDP con UDV Mezcla 75% OXY 18.8-19.6 UDP con UDV Con 25% Base Asf. Base Asfáltica 15 UDV Crudo Guafita 28.5-29 UDP con UDV

Operación Residual, RC-250 Residuales Asfaltos. Residuales, Asfaltos, Asfalto RC. Residuales, Asfalto RC Residuales, Asfalto RC Asfaltos Asfaltos Residuales, Asfaltos

Actualmente para la preparación de Cementos Asfálticos se procesa crudo mezcla de composición Crudo Loreto Oxy 75% y Residual Asfáltico 25%. La base asfáltica o residual asfáltico enviada de Refinería Talara viene con 18% de kerosene. Es importante conocer con la anticipación debida los crudos usados en Refinería Talara para la producción de la Base Asfáltica, y de esa forma preveer su influencia en la calidad del Asfalto producido. En el procesamiento de Crudo OXY puro, si bien se logra la especificación de penetración y viscosidad, en la prueba de ductilidad despúes de película fina no se alcanza los valores de especificación, por lo que imposibilita su uso para la producción de Cementos Asfálticos. Esta característica del asfalto se corrige con la preparación de mezclas de crudo OXY con Base Asfáltica, para obtener los cementos asfálticos en especificación. Para el caso de los Asfáltos Líquidos como no se requiere esa especifiación, se usa el Crudo OXY.

Tabla 2.Mezclas Procesadas para producción de Asfaltos en Refinería Conchán Tipo de Crudo Crudo Ecuatoriano Crudo Loreto Lote 8

1 80

2

3

4

Nº de Mezcla 5 6 7 8 60

15

9

10

11

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Crudo Loreto OXY Crudo Loreto Liviano Crudo Reducido Base Asfáltica Crudo Guafita

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20

70

70 75

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60 60

30

30 25 40 20

25

60 15

40 60

25

100 100

El procesamiento de las diversas mezclas de Crudo nos da una pauta de la flexibilidad operativa de nuestras Unidades orientadas actualmente a la producción de Asfaltos en sus diversos grados. La mezcla 2 se procesó cuando la Base Asfáltica era enviada de Refinería Talara con Gasóleo (sin material de corte cuya componente craqueado afecta la calidad del asfalto). En la mezcla 3 la base asfáltica venía mezclada con diesel. En la mezcla 4 la base asfáltica enviada es mezclada con kerosene. Las mezclas de Crudos 3, 4 y 7 son las alternativas de procesamiento de mejor estabilidad en la operación y mayor rendimiento de asfaltos. En corridas de prueba realizadas en 1,995 se se obtuvieron niveles de carga de 6,700 BPD sostenidos procesando una mezcla constituída por 25 % de Base Asfáltica (mezclada con kerosene), 15 % de Crudo Loreto Liviano y 60% de Crudo Loreto Oxy (Mezcla 7). Los asfaltos provenientes de crudo OXY se usan para la preparación de los Asfaltos líquidos de curado rápido RC-70, RC-250 (con inyección de solvente), y en la preparación de Asfaltos líquidos de curado medio MC-30 (con inyección de kerosene). En la preparación de Ronax 250, 500 y 800 se usa asfaltos sólidos provenientes de crudo mezcla Es necesario recalcar que para obtener cargas altas en Refinería Conchán procesando la mezcla descrita anteriormente se precalentó el Crudo en los precalentadores de succión de los tanques de alimentación hasta 110 a 130ºF. Actualmente a los niveles de carga de 12,000 BPD se mantiene la composición de las mezclas necesarias para la formulación de Asfaltos.

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CAPITULO II FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1

EL PETROLEO CRUDO El Petróleo Crudo, como viene de los pozos, rara vez puede usarse directamente. Su mérito consiste en los muchos derivados que se pueden elaborar a partir de él, en una Refinería ó Complejo Petroquímico. La obtención de los productos deseados se hace posible por medio de un proceso básico denominado destilación. El origen de la palabra Petróleo proviene de dos palabras latinas: Petra (roca) y Oleum (aceite). Se ha establecido que el Petróleo Crudo es una mezcla compleja de compuestos llamados hidrocarburos dentro de los cuales pueden ser parafínicos, nafténicos, aromáticos y heterocíclicos, con propiedades físicas y químicas variadas (peso molecular, punto de ebullición, etc.), y cuya separación en una columna de destilación se basa en los rangos de ebullición de las fracciones de petróleo a separar. En la práctica se destila el crudo no para obtener componentes puros si no cortes que representan mezclas de hidrocarburos multicomponentes que poseen propiedades y características más uniformes dentro de un determinado rango de temperaturas de ebullición. Los hidrocarburos son denominados así porque están constituidos principalmente de Carbono e Hidrógeno, aunque también se encuentran pequeñas cantidades de Azufre, Oxígeno y Nitrógeno, dependiendo de su origen. Esos cortes son considerados como mezclas homogéneas de hidrocarburos, es decir que cada galón de ella tiene las mismas propiedades físicas.

Tipos de Petróleo Crudo Esta clasificación está basada en las relativas cantidades de ceras parafínica y asfalto presentes en el petróleo • • •

Base parafínica Base Mixta Base Asfáltica

Series de Hidrocarburos Los compuestos de hidrocarburos que se encuentran en el petróleo pertenecen a varias series o familias de hidrocarburos entre los que mencionamos: •

Parafinas. Son cadenas de carbono sin ramificaciones, son compuestos estables, pueden ser saturados ó insaturados.

•

Iso-parafinas. Son cadenas de carbono ramificadas, ejemplo: el isobutano, isopentano, etc. Compuestos que pueden tener la misma fórmula que la parafina normal, pero tienen distintas propiedades físicas.

•

Olefinas. Son cadenas de carbono con dobles enlaces insaturados. Su estructura

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insaturada contribuye a que sean compuestos menos estables y de mayor reactividad química.

2.2

•

Nafténicos (Parafinas cíclicas). Contienen cinco a seis átomos de carbono en un anillo. Los más comunes son el ciclopentano y el ciclohexano. Se encuentran en cantidades considerables en las gasolina y son valiosos por su habilidad para convertirse en hidrocarburos aromáticos con un octanaje de alrededor de 100. Estas gasolina constituyen la carga para un reformador catalítico.

•

Aromáticos. Compuestos con seis átomos de carbono en un anillo con tres enlaces conjugados. Su producción ha sido importante por el incremento de la demanda de gasolina de alto octanaje para automóviles y gasolina de aviación, además de la fabricación de productos químicos.

IMPORTANCIA DE LA DESTILACION En nuestra refinería en la Destilación Primaria se obtienen los siguientes productos: Gases incondensables, Gasolina, Solvente, Kerosene, Diesel, Residuales; mientras que en la destilación al vacío se obtienen nafta de vacío, gasóleo liviano, gasóleo pesado y los asfaltos ó residuales. Algunas refinerías obtienen adicionalmente un corte de gasóleo atmosférico (AGO), además de un corte de Slop Wax en la Unidad de Vacío Cada uno de estos productos es una mezcla que contiene muchos hidrocarburos puros. Algunos de ellos como el kerosene y el diesel pueden venderse directamente al consumidor. Otros como la gasolina se mezclan con otros componentes (gasolinas craqueadas y Plomo Tetraetílico) para alcanzar especificaciones de octanaje para su venta, otros destilados como los gasóleos se utilizan como alimentación a Unidades de Craqueo Catalítico en otras Refinerías. Mediante el control adecuado de los procesos de destilación se pueden elaborar productos refinados que satisfagan especificaciones bastante rígidas tales como punto de inflamación, rango de ebullición, viscosidad, etc.

Estados de la materia Al tratarse de la destilación, se usan frecuentemente los términos vapor, líquido y gas. Por esto es necesario saber la diferencia física entre los estados de la materia como son: líquido, gas y sólido. Los elementos que componen la materia están clasificados en dos grupos: sólidos y fluidos. Los fluidos están divididos en líquidos y gases. Los sólidos se caracterizan por tener una forma definida lo cual es relativamente difícil de cambiar. En cambio la forma de un fluido puede cambiar permanentemente en respuesta a la más pequeña influencia. Es interesante hacer notar, que un líquido a pesar de fluir fácilmente, tiene un volumen definido que no cambia con facilidad. Por el contrario, un gas es afectado por la más mínima fuerza ejercida sobre él, para cambiar su volumen. En otras palabras, un gas ocupa el volumen completo de cualquier recipiente que lo contenga. Las moléculas de un líquido están estrechamente ligadas entre sí y se atraen las unas a las otras, debido a las fuerzas de cohesión que poseen. Estas fuerzas se oponen a las fuerzas exteriores que tienden a separar las moléculas pero permiten un rozamiento entre las mismas. La resistencia de estas moléculas a deslizarse entre sí se llama viscosidad, la cual

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le da resistencia del fluido a cambiar de forma (fluir). Las moléculas de un gas están separadas por distancias muy grandes y se mueven libremente en el espacio. La fuerza de atracción entre ellas es mínima. Por otra parte las moléculas de un sólido están fuertemente ligadas entere sí. Su fuerza de atracción es mucho mayor que los líquidos. Ordinariamente las palabras gas y vapor se emplean indistintamente, sin embargo, en las operaciones de refinación, la palabra gas se aplica a aquellos fluidos que son difíciles de condensar, mientras que la palabra vapor se aplica a los fluidos que pueden ser condensados a temperaturas ordinarias. Los productos elaborados por destilación están generalmente en estado de vapor ó líquido. Calor y Destilación El calor es tan necesario para la destilación como lo es el catalizador para ciertos tipos de reacciones químicas. El calor es el medio con el cual se alcanza la temperatura necesaria para que se realice la destilación. Como cualquier propiedad física, el calor tiene unidades de medición definidas en la misma forma que lo tiene el peso, la longitud, la viscosidad, etc. La unidad de calor comúnmente usada en la industria del petróleo es el BTU. Se define como la cantidad de calor necesaria para elevar 1ºF la temperatura de una libra de agua. Por ejemplo si calentamos 5 libras de agua de 50 a 60 ºF se ha añadido 5 x (60-50)= 50 BTU de calor. Presión y Destilación La presión también tiene un efecto importante en la destilación. En los procesos de destilación, la condición bajo la cual funciona la torre cae dentro de uno de estos grupos: destilación a presión atmosférica, destilación al vacío o destilación a mayores presiones. Debido a que se usa la presión atmosférica como presión de referencia, se debe considerar los factores que establecen la presión atmosférica. Se sabe que la atmósfera se compone principalmente de oxígeno y nitrógeno. Estos gases se mantienen sobre la superficie de la tierra por la fuerza de gravedad. La presión en la superficie es debido al peso de estos gases. Esta presión atmosférica es de aproximadamente 14.7 lbs/pulg2 a nivel del mar, y es equivalente al peso de una columna de agua de 34 pies de altura. Esta presión sin embargo es diferente a diferente altura. Por ejemplo en lugares como la sierra la presión atmosférica será ligeramente menor. Si tomamos en cuenta que el punto de ebullición de un líquido cambia con la presión, a más altas presiones los líquidos hervirán a mayores temperaturas, mientras que a presiones más bajas los líquidos hervirán a menores temperaturas. Presión de Vapor Se ha visto que las moléculas de los gases están constantemente en una especie de movimiento desordenado, mientras que las moléculas de los líquidos, aunque también en movimiento ocupan un volumen fijo. Sin embargo, se sabe que cuando un liquido (como el agua o la gasolina por ejemplo) es expuesto al aire en un recipiente abierto, se vaporiza y

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desaparece. La explicación de esto está en las moléculas de los líquidos (las cuales siempre están en movimientos rápidos) se desprenden de la superficie del líquido y salen al aire. Si el recipiente es calentado, el líquido se evapora mas rápidamente porque el calor causa un aumento en la velocidad con que se mueven las moléculas y mayor cantidad de ellas escapan al aire. Cuando se tiene un líquido en un recipiente cerrado, comienzan a desprenderse moléculas de la superficie del liquido hasta que llega un momento en que se equilibra la cantidad de moléculas que escapan del liquido con las que vuelven a él. Si en este momento se coloca un manómetro y se lee la presión existente a esta se le denomina Presión de Vapor. Cuando el número de moléculas que escapan del líquido como vapor es igual al número de moléculas que se convierten de vapor en líquido, existe un estado de equilibrio líquidovapor. Este estado de equilibrio existe hasta que se añade más calor al sistema, cambiando a un nuevo estado de equilibrio a mayor temperatura. Esta adición de calor incrementa la presión de vapor. Cuando un liquido se calienta hasta que comienza a hervir y a desprender vapores, a esta temperatura se le llama Punto de ebullición del líquido. Si el liquido continúa hirviendo, la temperatura se mantendrá constante. El agua por ejemplo hierve a 212 ºF a presión atmosférica. En los hidrocarburos, el metano tiene mayor presión de vapor que el etano, el etano mayor presión de vapor que el propano, y así sucesivamente. Si en un recipiente se tiene una mezcla de metano y butano, el metano se separa rápidamente de la mezcla debido a la gran diferencia existente entre las presiones de vapor de ambos. Presión parcial Supongamos que un recipiente cerrado contiene iguales cantidades de dos clases distintas de moléculas, tales como vapor de agua y kerosene vaporizado, con la diferencia que una pesa más que la otra. Imaginemos que estas moléculas fueran como pelotas de ping pong de diferentes colores, blancas las de vapor de agua y negras las de kerosene. Supongamos que la presión del recipiente es de 10 psig. ¿qué es lo que causa la presión? Primero el vapor de agua y el kerosene se han calentado. El calor es energía, por lo tanto, la energía ha sido transmitida a las dos sustancias y esto causa como resultado un movimiento ó rebote de sus moléculas (pelotas de ping pong en el ejemplo) contra las paredes del recipiente. Mientras más rápido rebotan, más presión es ejercida contra las paredes del recipiente. Si hubiera 500 pelotas negras y 500 pelotas blancas, la mitad de la presión sería causada por las pelotas blancas y la otra mitad por las pelotas negras. Esta haría que la presión total de 10 psig dentro del recipiente se divida así, 5 psig como la presión parcial de las pelotas blancas y 5 psig como la presión parcial de las pelotas negras. Si hubiera 700 pelotas blancas y 300 pelotas negras en el recipiente, la presión sería distribuida a 7 y 3 psig respectivamente. Este es el efecto de la presión parcial, y cada tipo de molécula actúa independientemente de las demás.

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Esto significa que la presión ejercida por las pelotas negras depende de la cantidad presente de ellas en el sistema y es independiente de la presión ejercida por las pelotas blancas. Por lo tanto para un recipiente a presión constante, cuanto más presión se le pueda atribuir a las pelotas blancas en movimiento, menor será la presión ejercida por las pelotas negras. Con estos conocimientos se puede definir lo que es destilación: Destilación es el proceso de separar vapor de un liquido por ebullición y después condensar el vapor. El fraccionamiento viene a ser la separación por destilación. Si una mezcla de varios hidrocarburos, digamos butano, pentano y hexano, se envía a su sistema donde es separado de manera que el butano, pentano y hexano son enviados cada uno a un recipiente distinto, se dice que la mezcla ha sido separada ó fraccionada. 2.3

Columna de Destilación Atmosférica, ó de Fraccionamiento La era moderna en la elaboración de derivados del petróleo comenzó con el uso de la columna de destilación atmosférica, llamada también torre de fraccionamiento ó torre de burbujeo. Esta última denominación se refiere al hecho común que en ella los vapores burbujean a través del líquido contenido en las bandejas. Esto da lugar a que los vapores ascendentes entren en contacto con el líquido descendente (reflujo) de bandeja en bandeja. Una columna de destilación típica usada en el fraccionamiento de petróleo es un cilindro de acero ubicado en posición vertical, de 2 a 25 pies de diámetro y de 10 a 120 pies de altura según los diseños solicitados. En el interior de la torre se encuentra desde 3 hasta 60 bandejas colocadas en posición horizontal y generalmente colocadas a espacios equidistantes una de otra. Las bandejas son planchas de acero circulares de ½ a ¾ pulgadas de espesor y tienen una circunferencia igual a la del interior de la columna, son empernadas rígidamente a la pared, formándose secciones de determinados números de bandejas. El espaciamiento en los platos es generalmente de 2 pies. Se deja un espacio de 5 a 7 pies para las salidas laterales y de 3 pies en la cabeza de la columna para evitar la salida de líquido en la corriente de tope. En el fondo de la columna se deja libre un espacio de aproximadamente 7 pies para variaciones de nivel. Ya que el tope de las columnas trabaja a bajas temperaturas que permiten la condensación de compuestos corrosivos, normalmente los 4 platos superiores y el domo son de monel. Los platos acumuladores para salidas laterales están hechos de acero al carbono o de acero al carbono pasivado. La sección del fondo de la columna puede estar recubierta con acero inoxidable con 11 a 13% de Cr para prevenir corrosión a altas temperaturas. Para altas temperaturas se aumenta la resistencia de las bridas de las boquillas a 300 # y se utiliza acero con 1 a 1 ¼ % de Cromo y ½ % de Molibdeno.

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Columna de Destilación Atmosférica de Refinería Conchán.

Salida vapores C-1

Válvula de seguridad

Reflujo gasolina al tope

Solvente a C-5 Kerosene al C-2 Reflujo Medio de Diesel

32 31 30 29 28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13

12

Diesel al C-3 Entrada crudo a zona Flash C-1

11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

Retorno vapores C-5

Retorno vapores C-2

Retorno vapores C-5

Entrada vapor despojante

Fondos de C-1 Los dispositivos usados en Refinería Conchán para el fraccionamiento en cada plato son del tipo de copas de burbujeo, las cuales se soportan en un riser de 6 posiciones, cada una de las cuales permitirá mayor área para el pase de vapor hacia el plato superior Los platos cumplen los siguientes objetivos: • Capacidad: Deseable sean diseñados para altos flujos vapor/líquido. Flexibilidad o adaptabilidad a fluctuaciones en flujos de vapor o líquido. • Caídas de presión: Son deseables bajas caídas de presión para reducir la gradiente de temperatura entre el tope y fondo de la columna. Una alta caída de presión está generalmente (pero no siempre) asociada con diseño ú operaciones antieconómicas. • Eficiencia: Una alta eficiencia es el objetivo de la performance de cada plato. Mientras mejor sea el contacto sobre un amplio rango de capacidades, mayor será la eficiencia en este rango. • Costos de Fabricación e instalación: Los detalles deben ser simples para mantener bajos

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costos. • Costos de operación y mantenimiento: El diseño mecánico debe tomar en cuenta las peculiaridades del fluido (partículas suspendidas, coke, etc.) y dar facilidad para los requerimientos de drenaje, limpieza (química o mecánica), etc., para mantener los costos de operación y tiempos de parada en el mínimo. Cada bandeja tiene un gran número de huecos de 2 a 3 pulgadas de diámetro, taladrados a través de la plancha. Sobre estas perforaciones van las copas de burbujeo, que son de diferentes tipos. Diagrama de una copa de burbujeo

D

D

D D

D D D

D

D

D D D D

D

D D

D D

Vapores de hidrocarburos que ascienden por el riser

D

D

Riser

D

D D D D D D D D D D D D

D D D D D D D D D D D D D D D D D D D

Plato

La columna de destilación es usada para separar las fracciones de hidrocarburos con puntos de ebullición similares. El crudo que ingresa a la zona de vaporización a la temperatura deseada para separar las fracciones, sufre una disminución de presión vaporizando súbitamente todos los componentes livianos y ascendiendo a través de cada plato de burbujeo donde se encuentra en contracorriente con el líquido que baja internamente por la columna y que constituye el reflujo interno. En cada plato ocurre transferencia de masa entre los componentes que conforman los vapores de hidrocarburos que ascienden y el líquido condensado que desciende, los componentes volátiles arrastran la parte volátil del líquido del plato y ascienden con el vapor al plato superior y los menos volátiles condensan en el líquido y son arrastrados hacia el siguiente plato inferior. Los hidrocarburos que hierven a baja temperatura ascienden a la cabeza del fraccionador, mientras que los hidrocarburos con puntos de ebullición intermedios ascienden a la mitad del fraccionador, y los hidrocarburos con puntos de ebullición elevados permanecen en los fondos del fraccionador. El calor que se requiere para destilar es suministrado parcialmente por el intercambio entre las corrientes de alimentación y las corrientes de los productos extraído en intercambiadores de calor. La temperatura requerida se completa en los Hornos de proceso. Para separar los varios productos entre sí, el líquido debe ser calentado y vaporizado, condensado y revaporizado varias veces, de manera que cada vez la separación de productos sea mayor. Para esto se han establecido los reflujos quienes proveen la corriente de reflujo interno además de conservar la energía calorífica dentro del proceso.

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El líquido caliente que ha sido removido del fraccionador y enfriado en los intercambiadores de calor retorna para servir de reflujo. Como reflujo enfriará los hidrocarburos vaporizados ascendentes, procedentes de los platos más bajos y los vapores que condensen serán revaporizados por otros vapores calientes ascendentes en el fraccionador. Este enfriamiento, condensación, calentamiento y revaporización van constantemente purificando y destilando los productos deseados. Se crea otro reflujo con parte del líquido obtenido por condensación de los vapores calientes que salen del tope del fraccionador. Este reflujo permite el enriquecimiento en compuestos ligeros del producto obtenido en el tope. Se sacan varios productos de la columna de destilación a diferentes alturas. Estos productos se llaman cortes laterales y se usan como alimentación a unas columnas pequeñas llamadas strippers (desorbedores ó despojadores). En la sección de fondos de la columna típicamente has 5 ó 6 platos, y al igual que en los strippers, se usa vapor sobrecalentado para desorber los ligeros y minimizar el arrastre de diesel ó gasóleo atmosférico en la corriente de crudo reducido. La experiencia indica que la temperatura de fondos de la columna es 20 a 40 ºF más baja que la temperatura de alimentación a la zona flash. La cantidad de vapor despojante usado es de 10 Lbs de vapor por Bbl de fondo. Inundación de Platos. En la fig. de la izquierda se observa el flujo de líquido y vapor a través de los platos de la columna. El hidrocarburo líquido descendiendo por las bajantes, y los vapores ascendiendo a través de las copas y burbujeando en el nivel de líquido del plato. En ocasiones los platos se pueden inundar de hidrocarburo líquido haciendo imposible para las bajantes manejar apropiadamente el nivel de líquido en el plato. El nivel continuará subiendo hasta llenar el espacio que normalmente ocupan los vapores con líquido.

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∆ T disminuye ∆

Plato Completamente inundado

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Cuando el espacio que normalmente es ocupado por vapores de hidrocarburos es inundado con líquido, la mezcla e intercambio de calor del líquido con el vapor es interrumpida por lo que el fraccionamiento se empobrece. Adicionalmente, la gradiente de Temp. A través del plato inundado disminuye, acercándose a cero, mientras que la caída de presión en la sección inundada aumentará, a veces muy rápidamente. Esto se observa en la figura de la izquierda. La inundación de platos puede ser causada por las razones que analizaremos a continuación: 1. Una disminución en la presión de la torre puede causar un incremento en el rate del vapor el cual arrastrará el líquido hacia la parte superior de la torre causando inundación. 2. Una alta temperatura en el fondo de la torre incrementa el rate de vapor lo suficiente como para causar inundación. 3. Incremento del nivel de fondos hasta que alcance la sección de los platos. 4. Altas relaciones de reflujo bajando por el interior de la columna puede inundar los platos. 5. Falta de capacidad de la torre para manejar la carga. Bajo esta condición anormal, el fraccionamiento no es el adecuado y puede traer como consecuencia daños físicos a la torre. En las figuras se observa las partes internas de la torre bajo condiciones de inundación. Estas condiciones deber ser corregidas para evitar el daño físico de la torre. Las acciones correctivas dependiendo de la causa pueden ser: bajar la carga, bajar el rate de vapor, disminuir la presión, reducir la temperatura de la torre, reducir el reflujo de tope a la columna. Después que la causa es corregida, las variables del proceso deben ser ajustadas para racuperar la especificación de todos los productos.

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En esta figura se observa el daño físico que puede sufrir la torre como consecuencia de fenómenos de inundación causados por altos regímenes de carga.

Cuando los platos se secan: Un plato que no contiene la suficiente cantidad de líquido para mantener un nivel en el plato es llamado un plato seco. En este caso debido a la falta de líquido en el plato ocasiona que la gradiente de temperatura disminuya acercándose a cero. En la figura se muestra claramente que por un exceso en la extracción del plato, los platos inferiores se quedan sin líquido.

Cuando un plato está seco la caída de presión a través de él disminuye. Las causas que lo originan pueden ser bajo reflujo interno o externo, de modo que para corregir este problema se debe incrementar el reflujo externo. Debe tomarse en cuenta que un bajo reflujo interno no siempre es causado por un bajo reflujo externo, sino también por una excesiva extracción lateral. Otra causa importante puede ser un severo overflash (sobre-vaporizado) de la carga o cualquier otra condición que genere una mucho mayor cantidad de vapor que la normal.

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Resumiendo, hay tres tipos de condiciones de trabajo de los platos de una columna de destilación que afectan la performance de la destilación: • • •

Operación con platos inundados. Operación con platos secos. Operación con platos dañados físicamente como consecuencia de lo anterior (o como consecuencia de presionamiento excesivo en el interior de la torre).

En la figura de la izquierda se puede observar un plato deteriorado por una condición anormal de presionamiento en el interior de la torre. Los problemas de mala instalación de copas que originan copas sueltas en los platos puede también causar condiciones anormales de operación en el plato.

2.4

Agotamiento (Stripping con vapor de agua)

Entrada HC a Stripper

Vapores HC a columna

Vapor de Stripping

Fondos de Stripper

Las corrientes laterales de la columna de destilación de crudo entran a una columna de agotamiento o stripper a través de una boquilla lateral sobre el plato superior. La alimentación se distribuye y orienta a fin de que el líquido no sea arrastrado con los vapores de retorno a la columna. Un stripper de corte lateral tiene generalmente 6 platos, como en el caso de Refinería Conchán. Para obtener la calidad de producto deseada deben satisfacerse las especificaciones de punto final de ebullición. Esto se logra balanceando los caudales de extracción y de reflujo interno en la columna de crudo. También deben

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satisfacerse los puntos iniciales de ebullición. Esto se hace en el stripper mediante vapor de agotamiento. Introduciendo vapor seco en un líquido caliente, decrece su presión parcial y, por lo tanto reduce la temperatura a la cual el líquido hierve. Así, sin necesidad de añadir más calor en el stripper, pero usando vapor de agotamiento, se elimina del producto la cantidad deseada de ligeros y se obtiene el PIE deseado. El vapor de agua tiene poco efecto en la viscosidad, punto final y otras propiedades. Estas características son poco afectadas por la presencia de fracciones livianas. La cantidad de vapor teórica que deber ser usada en los strippers es 10 Lbs/Bbl de producto no desorbido. 2.5

COLUMNA DE DESTILACIÓN AL VACÍO. Uno de los métodos usados para hervir líquidos a temperaturas por debajo de sus puntos de ebullición, es la destilación a presión menor que la atmosférica. Destilación al Vacío de un petróleo significa, que el producto a ser destilado se encuentra sometido a una presión menor que la atmosférica. No significa que hay un vacío perfecto sobre el líquido. En una destilación atmosférica, operando a tan bajas presiones y tan altas temperaturas de zona flash como sea posible, la máxima cantidad de hidrocarburos que vaporizará se calcula aproximadamente por los cortes del rango de destilación TBP entre 700 y 800 ºF. A estas condiciones de operación, el residuo atmosférico, comúnmente llamado crudo reducido aún contiene un gran volumen de destilados los cuales pueden ser recuperados mediante la operación de destilación al vacío. A los actuales niveles económicos de máximo vacío y temperaturas en la zona flash de una columna de destilación al vacío las temperaturas TBP de los cortes destilados pueden ser de hasta 1125 ºF. Esta temperatura límite está fuertemente influenciada por el contenido de metales de los destilados, particularmente el Vanadio. Para tener una idea del % en volumen de destilados que produce una Unidad de Vacío, para un crudo de 30 API, los destilados de la columna de vacío pueden ser hasta 30 % en volumen basado en el Crudo. Se inyecta vapor de agotamiento en el fondo de la columna para reducir la presión parcial del líquido del fondo. El fondo de la columna es de diámetro más reducido en su parte inferior para disminuir el tiempo en que el fondo permanece a una temperatura elevada. También se provee una línea de entrada de aceite de enfriamiento (quench) para proteger a las bombas de fondos. Consideraciones económicas en el Diseño de Columnas de Destilación al Vacío a. b.

c. d.

Disminuyendo la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash incrementa la vaporización y por lo tanto la producción de destilados. Disminuyendo la presión total del sistema, disminuye la cantidad de vapor requerido para una vaporización dada. Al máximo vacío, teóricamente es posible que no se requiera vapor. Nótese que la finalidad de inyectar vapor a los fondos de la columna de vacío es el reducir la presión parcial de los hidrocarburos en la zona flash y no para el stripping de los fondos. Un aumento en la presión de sistema incrementa los requerimientos de vapor y también incrementa los requerimientos de área seccional. Una disminución de la presión del sistema incrementa los requerimientos de vapor del sistema de eyectores.

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De todo lo anterior se concluye que la presión óptima del sistema será aquella que minimice el consumo total de vapor. La Unidad de Vacío se diferencia de la del tipo atmosférico en que tiene una columna de fraccionamiento de diámetro más grande, con platos de burbujeo más separados. Esto es necesario porque hay que manejar volúmenes mayores de vapor debido a la baja presión. Cualquier aumento repentino del vacío aumenta el volumen del vapor rápidamente y posiblemente cause la inundación de la torre. Columna de Destilación al Vacío

Vapores tope

Válvula de Seguridad

20

Reflujo Tope

19 18

17

Salida de Gasoleo Liviano

16

15 14

13

Reflujo de Gasóleo Pesado

12

11

10 9

8

Salida de Gasoleo Pesado 7

6

Entrada Crudo Reducido

Retorno de Venteos

5 4 3 2 1

Vapor despojante

Fondos de Vacío

El vacío se mantiene por dos métodos generales: Bomba de Vacío ó Eyector. Los eyectores se usan extensamente en equipos de refinería, mientras que las bombas de vacío se usan generalmente en laboratorios. El sistema de vacío se usa para remover los vapores que no

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pueden ser condensados. Los eyectores extraen los gases de la torre por medio del uso del aire, agua ó vapor de agua. Los más comunes son los que usan el vapor de agua, sistema usado en Refinería Conchán. En una columna de vacío los venteos de las bombas retornan a la columna para permitir la eliminación de incondensables de la bomba durante el arranque. Esto ayuda a arrancar la bomba. Cuando la bomba está operando adecuadamente, él venteo debe ser cerrado. Se dice que una torre está inundada cuando el volumen del líquido o de vapor fluyendo por la torre es mayor que la capacidad de diseño de la torre. Básicamente el procedimiento de operación de la torre de vacío es el mismo que de cualquier fraccionadora operando bajo condiciones atmosféricas. 2.6

ACUMULADORES DE TOPE Todas las columnas de destilación tienen acumuladores de tope para recibir los condensados y vapores de tope no condensados. Los diseños típicos incluyen una bota de agua cuyo nivel será manejado con control automático. Este acumulador permite que el agua sedimente en la bota sin la asistencia de un dispositivo de coalescencia. La línea de salida de hidrocarburos tiene un tubo vertical a 6 pulgadas de la base para evitar que la bomba succione agua como un caso adicional de protección par evitar que la bomba succione agua. En el caso del acumulador principal de la destilación primaria, el objetivo principal es el sedimentar el agua y evitar que ella refluje hacia la columna, pues presionaría el sistema. Típicamente el nivel del drum acumulador de tope se maneja con control automático hacia los tanques de producción de gasolina. Acostumbran tener un rompedor de vórtice en el tubo de succión de la gasolina. El agua de la pierna de estos acumuladores es retirada hacia drenaje y en ella se controla el pH adecuado para controlar la efectividad de la amina neutralizante en el sistema de inyección de aminas al tope de la columna. Otros análisis permitirán también evaluar indirectamente la corrosión existente en el sistema de tope de la columna de destilación primaria. Acumulador de Tope Entrada de E-6

Gasolina de V-2

Gases a E-15

Gasolina a P-3

Agua a drenaje

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2.7

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Bombas Bombas centrífugas La función principal de una bomba centrífuga es transferir líquido de un recipiente a otro. La bomba realiza este trabajo impartiendo energía al líquido. La energía de movimiento se transforma en energía de presión en la voluta de la bomba. Una bomba debe tener siempre la succión llena de líquido para que trabaje eficientemente. Cuando se diseña una bomba, las condiciones en la succión constituyen la base de los cálculos para dimensionarla. Internamente en una bomba, el líquido ingresa en el ojo o centro del impulsor aproximadamente a la presión de succión de diseño. La rotación del impulsor lanza entonces el líquido rápidamente hacia fuera del impulsor a través de la voluta para acumularse en la carcasa de la bomba. Este efecto causado por la rotación del impulsor a su vez reduce la presión en el ojo del impulsor facilitando la entrada de más líquido a esta sección. La presión de descarga es desarrollada por el efecto de restricción en la carcasa de la bomba, la cual convierte la energía cinética en energía de presión. La forma de la carcasa de la bomba es diseñada cuidadosamente para producir esta conversión con un mínimo de pérdidas por turbulencia, mientras redirecciona el movimiento del líquido. La forma usual es generalmente una voluta. La presión desarrollada por una bomba centrífuga depende de la velocidad a la cual cada gota de líquido se mueva a medida que sale del impulsor. Diámetros mayores de impulsores, o incremento en las RPM produce mayores velocidades en al lado final del impulsor produciendo así elevadas presiones. Las bombas multietapa son usadas para desarrollar altas presiones, montando varios impulsores en un eje en la carcasa de la bomba. La presión de descarga del primer impulsor viene a ser la presión de succión del segundo impulsor, y así sucesivamente, de modo que el impulsor precedente sirve como booster del segundo. El fabricante añade tantos impulsores como sean requeridos para obtener la presión deseada. Una bomba con cuatro impulsores es llamada una bomba de cuatro etapas, y así sucesivamente. La carcasa de las bombas tiene anillos de desgaste, los cuales están ensamblados apretadamente en la carcasa, y el impulsor a su vez también tiene anillos de desgaste alojados en ambos ejes terminales del impulsor. La luz entre estos anillos de desgaste es fijada normalmente en 20 milésimas de pulgada y ambas partes son ensambladas de modo que puedan ser reemplazadas cuando sufran desgaste. El propósito de estos anillos es minimizar la fuga de producto del lado de descarga del impulsor hacia el lado de succión. Cuando estas luces llegan a ser demasiado grandes la capacidad de la bomba disminuirá considerablemente.

Tipos de impulsores Existen impulsores del tipo abierto, semi-abierto y cerrado. En Refinería Conchán se usan principalmente impulsores cerrados, que son los diseñados para la mayor presión de descarga.

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Características de las bombas centrífugas

Los fabricantes de bombas realizan pruebas de capacidad de las bombas que van desde cero hasta un valor máximo. Los datos se grafican en gráficos llamados “Curvas características de la bomba” mostradas en la siguiente figura. La curva muestra la variación de presión de descarga desarrollada por la bomba y la eficiencia de la bomba en función de la capacidad cuando se opera con una velocidad constante. Note que la potencia aumenta cuando aumenta la capacidad. En otras palabras, si la bomba está funcionando a velocidad

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constante y se abre la válvula de descarga, la capacidad aumentará demandando mayor potencia. Esto sucede aún cuando disminuya la presión de descarga. Las bombas centrífugas deben arrancarse con la descarga cerrada ya que la potencia requerida es mínima a una capacidad de cero. Esto permitirá que el motor alcance su capacidad antes de que se aplique su carga total. Por otra parte resulta más difícil lograr succión cuando la descarga está totalmente abierta. Tenga en cuenta que la curva presión-capacidad es independiente del peso específico del líquido que está siendo bombeado.

CURVAS CARACTERISTICAS A VELOCIDAD CONSTANTE

120 PRESION-CAPACIDAD

80 EFICIENCIA 60 30

40

POTENCIA AL FRENO 20

20

10 200

400

600

800

1000

1200

1400

POTENCIA AL FRENO

HEAD, EN PIES

EFICIENCIA %

100

CAPACIDAD EN GPM

En algunas instalaciones no se puede operar con la válvula de descarga completamente abierta sin afectar el motor. Esto es particularmente cierto cuando se bombea agua, si es que el motor no fue diseñado para el bombeo de agua, ya que el agua es mas pesada que el aceite y por lo tanto requiere más potencia de motor. En estos casos será necesario reducir el flujo cerrando la válvula de descarga para reducir el amperaje de modo que el motor no falle. Cavitación La cavitación es la formación rápida y el colapso de cientos de pequeñas burbujas de vapor dentro de la bomba. Una disminución de presión en el lado de la succión causa que algo del fluido vaporice. Este vapor forma burbujas en la entrada del impulsor. A medida que se mueven a través de la bomba, alcanzan la zona de alta presión y colapsan. El colapso continuo de todas estas pequeñas burbujas ejerce fuerzas en el interior de la bomba, y causa el ruido crepitante que se escucha en la carcasa. Desde que la cavitación es causada por la vaporización del fluido en la succión es bastante conocido lo que la causa. Entre algunas de ellas tenemos: • Estrangulamiento de una válvula de succión. • Alinear a la succión un tanque con nivel de líquido bajo. • Bombeo de un fluido que está mucho más caliente de lo normal. • Bombeo de un fluido que tiene una presión de vapor mucho más alta de para el que

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fue diseñada la bomba. Línea de succión o filtro de succión taponeado. Operación con la línea de descarga completamente abierta para la poca capacidad de la línea de succión.

• •

El colapso de las burbujas de vapor puede dañar la superficie metálica del impulsor, causando su deterioro. En adición a esto, hay aún un daño más serio hecho por las fuerzas desbalanceadas que actúan sobre la carcasa en ese momento. El impulsor y el eje son golpeados hacia atrás y adelante muy rápidamente. Esto puede, y causa daños en los rodamientos, empaques, sellos mecánicos y en el impulsor mismo. Operación de las bombas centrífugas en serie Una operación exitosa de bombas centrífugas en serie no puede alcanzarse a menos que el sistema haya sido específicamente diseñado para ello. DOS BOMBAS CENTRIFUGAS EN SERIE 120

PRESION, EN PIES

100

80

CURVA COMBINADA

60

BOMBA B

40 20

BOMBA A

200

400

600

800

1000

1200

1400

CAPACIDAD EN GPM

Cuando dos bombas operan en serie, la presión en la segunda bomba es igual a la presión de la primera bomba más la presión de la segunda. Sin embargo se debe tener en cuenta que pueden ocurrir daños mecánicos por las siguientes causas: • •

La alta presión puede romper la carcasa de la segunda bomba. Los sellos mecánicos en la segunda bomba no pueden estar diseñados para la alta presión y fallarán.

Cuando dos bombas operan en serie, se encontrarán algunas de estas dificultades: a.

b.

Si la primera bomba tiene menor capacidad que la segunda, entonces la segunda bomba no recibirá suficiente fluido para mantener su carcasa llena y la segunda bomba cavitará. Si la primera bomba tiene una capacidad mayor, entonces la segunda bomba actuará como una restricción en la línea y el flujo será disminuido tal y conforme operara con una válvula parcialmente cerrada.

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c.

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Debe evitarse la operación en serie de una bomba reciprocante a vapor con una centrífuga en serie por las pulsaciones de la bomba reciprocante que afectan las partes internas de la bomba centrífuga.

Operación de bombas centrífugas en paralelo Cuando dos bombas operan en paralelo, la capacidad resultante será la suma de las capacidades individuales de cada bomba, mientras que la presión permanecerá igual. Sin embargo, debe tomarse en cuenta que si la presión de descarga de las bombas que se ponen en paralelo son diferentes, debe seguirse un procedimiento adecuado para que ambas tomen carga del sistema, y ambas desarrollen flujo. En el procedimiento de puesta en paralelo de la P-9 B con la P-9 ó P-9 A se indica los cuidados a seguir cuando se pone en paralelo dos bombas centrífugas con diferente presión de descarga.

DOS BOMBAS CENTRIFUGAS EN PARALELO 120

PRESION, EN PIES

100

80

60

40

CURVA COMBINADA BOMBA A

20

BOMBA B

200

400

600

800

1000

1200

1400

CAPACIDAD EN GPM

2.8

INTERCAMBIADORES DE CALOR El enfriar y calentar son operaciones muy importantes en la industria del petróleo. Hay mecanismos de transferencia de calor sin transferencia de masa como son la conducción, convección y radiación. Otros mecanismos de transferencia de calor que involucran transferencia de masa son la condensación y la evaporación. La transferencia de calor ocurre siempre que existan regiones con diferentes temperaturas y que puedan comunicarse entres sí. El calor siempre fluirá de la región de mayor temperatura a la de menor temperatura. El equilibrio se alcanza cuando las temperaturas de ambas regiones son iguales.

Conducción En la mayoría de los intercambiadores de calor hay paredes metálicas (tubos) que separan un fluido del otro que se encuentra a una temperatura distinta. El calor del fluido más

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caliente pasa a través de la pared del tubo a la superficie más fría. La transferencia del calor por conducción depende de: • La diferencia de temperaturas de los fluidos. • El área de intercambio de calor. • La naturaleza de los productos que intercambian calor. Radiación En este tipo de mecanismo el calor se transmite mediante ondas. El calor radiante juega un papel de menor importancia en los intercambiadores de calor, pero es muy importante en los hornos y calderas Convección La transferencia de calor por convección se debe al movimiento del fluido por efectos del cambio de densidad. El fluido frío adyacente a superficies calientes recibe calor que luego transfiere al fluido frío mezclándose con él. La convección libre o natural ocurre cuando el movimiento del fluido no se complementa por acción mecánica. Pero, cuando el fluido se agita mecánicamente, el calor se transfiere por convección forzada.

La agitación mecánica puede aplicarse por medio de un agitador, aún cuando en muchas aplicaciones de proceso se induce circulando los fluidos calientes y fríos a velocidades considerables en los lados opuestos de los tubos. Las convecciones libre y forzada ocurren a diferentes velocidades. La última es la más rápida y por tanto la más común. Factores que afectan la transferencia de calor • Diferencia de temperatura, cuanto mayor es esta diferencia entre los fluidos, mayor es la fuerza que causa la transferencia. • Conductividad térmica, toda substancia tiene una conductividad térmica definida que

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afecta la cantidad de calor que se transfiere. Los metales son buenos conductores, mientras que la madera y el carbón son malos conductores. • Area, cuanto mayor es el área, más calor puede ser transferido, siempre que los demás parámetros no se vean afectados. • Velocidad de los fluidos. Con velocidades altas se reduce la posibilidad de deposición de impurezas en los tubos. Un incremento en la velocidad, incrementa la cantidad de calor transferido. • La dirección de los flujos. Esto se nota claramente en los diagramas, que cuando se usa idéntico equipo con iguales velocidades de los flujos, uno en contracorriente y otro en paralelo, la temperatura final más alta será en el caso de contracorriente. Por eso en el diseño del equipo el flujo en contracorriente es el preferido debido al hecho que el medio frío puede ser elevado a más alta temperatura, y que en general se necesita un área menor para la misma transferencia de calor. Criterios de selección de flujos de fluidos en intercambiadores de casco y tubos

2.8

a.

Los fluidos más incrustantes deben ir por el lado de los tubos, mientras que otros factores no lo prohiban. Los métodos de limpieza química disponibles en estos tiempos hacen que este criterio ya no sea tan riguroso como en el pasado.

b.

Fluidos que tengan una viscosidad mayor que 2 cst deben ir en el lado del casco para reducir la cantidad de área de transferencia requerida. Se obtiene un alto coeficiente de transferencia de calor en el lado del casco, a causa de la turbulencia conseguida por la circulación a través de los baffles.

c.

Los fluidos conteniendo sólidos suspendidos deben ser puestos en el lado de los tubos.

d.

Es generalmente más económico poner el fluido con la mayor presión en el lado tubos. Si el fluido de alta presión es colocado en el casco, la placa porta-tubos y el casco deben estar diseñados para alta presión, sin embargo, si el fluido de alta presión va por los tubos, sólo la tapa canal, y la placa porta-tubos deben ser diseñadas para alta presión. Otra razón por la cual es generalmente más económico poner el fluido de mayor presión en los tubos es que la presión interna de trabajo de un tubo dado es alrededor del doble de la presión externa de trabajo.

e.

Generalmente es más económico poner el fluido más caliente por los tubos.

f.

El agua de enfriamiento generalmente es colocada en el lado tubos por la facilidad de limpieza y por la posible presencia de sólidos.

g.

Si una corriente es corrosiva y requiere materiales de aleación, generalmente es más económico ponerla en el lado de los tubos, ya que se usará menos material de aleación.

Instrumentación Constituye el medio con el que se controla las variables de operación de la refinería. Los instrumentos están constantemente leyendo y transmitiendo mensajes de temperatura, presión y flujo para llevar a cabo el proceso de control y regulación. En una refinería la instrumentación realiza básicamente cuatro funciones de medición y control: temperaturas, flujos, presiones y niveles de líquidos. Hasta 1996 la Refinería Conchán operaba con el sistema tradicional neumático con panel de

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control convencional. En 1997 se cambió este sistema de instrumentación obsoleto por un Sistema de Control Distribuido, que incluyó las siguientes modificaciones: • Tendido de cables nuevos para todas las termocuplas. • Adición de termocuplas en los servicios faltantes. • Tendido de cableado para las señales de entrada y salida de todas las válvulas de control hacia/desde el Enclosure 32. • Cambios de placas de orificio de acuerdo a análisis de flujos. • Adición de válvulas de control para nuevos servicios. Mantenimiento de válvulas de control existentes. • Diseño de lazos de control. • Instalación de cajas de paso (junction box) para colección y distribución del cableado en planta. • Retiro del panel de control antiguo e instalación de las estaciones de control Foxboro AW/WP 51. • Instalación de UPS. • Instalación de transformador independiente para el sistema de instrumentación y sistema de tierra independiente. Los trabajos realizados incluyeron la puesta en marcha y sintonía fina de todos los instrumentos a satisfacción de Refinería Conchán. Desde aproximadamente Marzo de 1997 el sistema viene trabajando en forma confiable, y se han adicionado algunas modificaciones como lazos nuevos de control de carga, modificaciones en las pantallas de control por adición de nuevos intercambiadores, etc. Tipos de Controladores Controlador de Flujo La figura siguiente se muestra un esquema típico de control de flujo, donde el elemento primario (placa de orificio) censan en todo momento el flujo, enviando su señal al controlador de flujo, donde se compara con el setpoint deseado, y el controlador envía su respuesta accionando la válvula para alcanzar el setpoint deseado.

Control de nivel En este caso, el nivel de líquido es censado por el flotador y enviado al transmisor de nivel, el cual envía el valor censado al controlador de nivel, Si el nivel está más alto que el setpoint prefijado, el controlador envía señal a la válvula automática para que esta cierre. Si el nivel censado está más bajo que el setpoint, envía una señal de cierre a la válvula. Este controlador se usa típicamente en el controlador de nivel del acumulador V-1, donde el nivel de la gasolina primaria en el drum se controla con la válvula

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automática LCV-5. Cualquier perturbación en el sistema que haga disminuir el nivel por debajo del set point acostumbrado de 50% hará que la válvula automática cierre para mantener su nivel.

Controlador de Presión. El controlador de presión puede tener varios esquemas, pero el más común es el de la figura anterior. En este sistema, la presión a controlarse es transmitida al controlador. Si la presión es demasiado alta, se incrementa el aire a la válvula de control, abriendo la válvula. Esta permitirá que mayor cantidad de gas descargue al sistema de desfogue de gas. Cuando la presión alcanza el setpoint deseado, se reduce el aire a la válvula de control para mantener la presión deseada de proceso.

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Válvulas de control Uno de las funciones más importantes desde el punto de vista del control de los procesos lo cumple la válvula de control, la cual constituye un elemento esencial para la instrumentación automática. En pocas palabras una válvula de control es un orificio variable en una línea. Cuando el tamaño del orificio varía, el caudal del fluído que maneja (líquido o gas) también varía, para ciertas condiciones dadas. En la siguietne figura se describe las diferentes partes de una válvula de control. Esta válvula se mantiene normalmente cerrada por la acción del resorte. La presión del aire en la parte superior del diafragma abre total o parcialmente esta válvula (el tapón de la válvula baja), según sea la presión de aire transmitida desde el controlador. Esta válvula es de cierre automático en caso de fallo de aire (se necesita presión de aire para abrirla). Sin embargo el diseño de la parte superior de la válvula (el sistema del diafragma) puede ser tal que la válvula opere al revés. En este caso el diafragma es mantenido en su posición más baja por la acción del resorte (válvula cerrada) y la entrada de aire está situada debajo del diafragma y del vástago de conexión.

2.9

Hornos de Proceso Los hornos de proceso son equipos importantes en las operaciones de Refinación, pues son los equipos donde el crudo es llevado hasta una temperatura a la cual se realiza la destilación de productos. Es deseable mantener lo más constante posible la temperatura de salida del horno a fin de no afectar las condiciones de equilibrio de la Unidad de Destilación atmosférica. El combustible usado para calentar el crudo es el Residual de 300 cst @ 122ºF, atomizado con vapor de 100 psig. Es alimentado a los hornos a 225 ºF para conseguir una viscosidad adecuada en la punta de la boquilla del quemador del orden de 180 SSU a la temperatura observada. Para una adecuada combustión la diferencial vapor/combustible debe estar en el orden de los 20 a 25 psig. El aire requerido para la

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combustión de residuales debe ser del orden de 20% de exceso. El tiro del horno, es la diferencia de presión entre la presión dentro del horno y la presión fuera de él. El tiro debe existir para permitir que aire fresco ingrese a los quemadores y pueda mantenerse la combustión, y debe ser lo suficientemente fuerte para vencer la resistencia a su paso a través del horno. La resistencia es causada por los tubos del horno, la zona convectiva y la chimenea por donde salen los gases de combustión. Hay hornos que usan tiro forzado, donde el aire es inyectado al horno por medio de un soplador, mientras que el F-1 y F-2 de Refinería Conchán son de tiro natural. Los dispositivos que controlan tanto el exceso de aire como el tiro son el damper de la chimenea y las ventanas de aire secundario y primario. Cuando el damper está completamente abierto, los gases fluyen libremente a través de la chimenea. En esta posición se obtiene el mayor tiro. A medida que se restringe el damper, el flujo de gases es restringido, disminuyendo el tiro y con el riesgo que el tiro se convierta en presión positiva, la cual es muy peligrosa porque puede producir retroflama. Para recuperar el calor, se instalan zonas convectivas para aprovechar el calor de los gases de combustión y precalentar el crudo de entrada a la zona radiante del horno. Otras opciones son instalar precalentadores de aire. Estas dos alternativas tienen como objetivo principal disminuir el consumo de combustible al horno.

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CAPITULO III DESCRIPCION Y DETALLES DEL PROCESO Y EQUIPOS

3.1

Sistema de Recepción de Crudo y Productos El abastecimiento de Crudos y Productos se realiza por vía marítima a través del Amarradero de Conchán que consta de dos línea submarinas: una de 18" para la recepción de Crudos y cabotajes de Gasóleo y Residuales, y otra de 10" para la recepción de productos blancos. Las características detalladas del amarradero están tipificadas en el Manual de Movimiento de Productos. Las maniobras de recepción de crudo se coordinarán con el Buque tomando en consideración las siguientes alternativas: Primera Alternativa: Recepción de Base Asfáltica y Crudo Oxy para preparación de Crudo mezcla para corrida de Asfaltos. Iniciar las maniobras de descarga con la recepción de Residual Asfáltico en cada uno de los tanques designados como tanques de Crudo Mezcla. Concluida la recepción del Residual Asfáltico iniciar la descarga del Crudo Loreto hasta completar la cuota a preparar (Crudo Loreto 75% vol., Base Asfáltica 25% vol.) en cada uno de los tanques de mezcla. Con esta secuencia lo que se busca es aprovechar el régimen de descarga del Buque y la diferencia de densidades de ambos productos para lograr una mezcla íntima y uniforme. Esta operación permite disponer de tanques de suministro a la Planta con períodos de reposo relativamente cortos, incluso una vez concluida la descarga. Siempre es aconsejable tener los tanques de recepción de Crudos con el menor corte de agua posible para minimizar su tiempo de reposo previo a su alimentación a las unidades. Segunda alternativa: Recepción de producto en un solo tanque para mezclas posteriores vía transferencia. Iniciar las maniobras de descarga de todo el lote de Residual Asfáltico y/o Crudo Selva en los tanques programados, para luego segregarlos en función a las necesidades de preparación. Esta alternativa se presenta cuando el Buque trae uno sólo de los productos de mezcla. Cuando llega el siguiente buque con el producto faltante para la mezcla se procede a su recepción según planificación preparada por la Unidad Operaciones para posteriormente realizar las transferencias que sean necesarias para lograr las cuotas de mezcla que garanticen la producción de asfaltos. Ejemplo Práctico: Se ha programado la llegada de un Buque con 25.0 MB de Residual Asfáltico y 100.0 MB de Crudo Loreto OXY, y se requiere preparar Crudo Mezcla en el tanque 6. Las cantidades a recibir en los tanques se ha calculado en la tabla siguiente:

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TK 7 6 21 40 Total

Volumen MB inicial 15.0 BA 6.0 Mezcla 3.0 OXY 10.0 OXY

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Recepcion Base Asf. MB 11.6 13.4

25.0

Recepción OXY MB 40.1 56.5 3.4 100.0

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Volumen Final MB 26.6 59.5 59.5 13.4

Queda como Producto: Base Asfáltica Crudo Mezcla Crudo OXY Crudo OXY

En comunicación radial con el Inspector del Buque, nos indica que por razones de estiba no es posible bombear primero la Base Asfáltica, por lo que bombearán primero el Crudo OXY. En este caso particular se debe tener en cuenta lo siguiente: 1. Siempre es preferible descargar primero la Base Asfáltica y luego el Crudo para aprovechar el rate de bombeo y lograr una mezcla uniforme al término de la descarga. 2. Cuando se dan estos casos es conveniente solicitarle al Inspector para que consulte con el Capitán del Buque que si luego de descargar un volumen parcial de Crudo OXY es posible bombear la Base Asfáltica, y lograr nuestro objetivo de mezclar uniformemente el crudo. 3. En caso acepte, se iniciaría la descarga desplazando los 1,050 Barriles de agua hacia el tanque Slop del Buque con crudo del Tanque 40, y cuando ya ha recibido ese volumen se para la descarga para que el personal de Buque haga los cambios de alineamiento correspondientes e inicie la descarga de Crudo OXY. Este reinicio se hace directamente al tanque 40 y posteriormente cuando llega a su cuota, ó se continúa en el mismo tanque o se pasa al otro tanque de crudo Oxy (tanque 21). Una vez que se llega a superar el problema de estiba y se tiene la autorización para descargar la Base Asfáltica se procederá a su recepción en el tanque 6 (teniendo en cuenta que la línea está con Crudo OXY para poder realizar los cálculos de volúmenes recibidos de cada producto). Completada la cuota de 13.4 MB de Base en el tanque 6 se alinea la Base Asfáltica al tanque 7 hasta culminar. Luego se inicia el bombeo del Crudo OXY teniendo en cuenta que la línea tiene los 1,050 Bls de Base Asfáltica que debe ir a su tanque. 4. En caso no acepte, se recibirá primero el Crudo OXY de acuerdo a los volúmenes programados, y luego la Base Asfáltica, considerando que debe quedar siempre al final algo de Crudo para que el último producto bombeado sea Crudo y no Base Asfáltica. Las maniobras posteriores de desplazamiento con agua salada son mejores con Crudo que con Base Asfáltica por su menor densidad. 3.2

Preparación de Tanques de Alimentación La preparación en tanques vía transferencias se efectúa de la siguiente manera: 1. Si se dispone de tanque vacío, transferir primero la cuota de Crudo Loreto Oxy (75% en volumen) y posteriormente la cuota de Residual Asfáltico (25% en volumen). Esta transferencia se realiza con la P-21 a 700 BPH y normalmente al término de la transferencia el tanque se encuentra mezclado uniformemente. La consideración principal a tener en cuenta en estos casos es la diferencia de densidades de los crudos. Al ser el crudo Oxy más liviano que la base asfáltica e ingresar al tanque por el fondo a través del contenido de Base Asfáltica asciende

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mezclándose con ella. 2. Si el tanque a preparar tiene remanente de crudo Oxy se debe transferir la base asfáltica por la línea de tope (recirculación) si la tuviera. En caso contrario se deberá hacerlo por el fondo. Luego se necesitará recircular el tanque por la posibilidad de que quede estratificado. Normalmente, luego de ejecutadas estas acciones el tanque queda debidamente homogéneo, requerimiento previo para a su alimentación a la Unidad de Destilación Primaria (API uniformes en muestras de tope, centro y fondo) y con el menor contenido de BSW (óptimo 0.05 % en vol., rango procesable hasta 0.5 % vol.); para evitar variaciones en las condiciones de operación y presionamiento de la columna. Un análisis del API de las muestras de tapa, centro y fondo del tanque indicarán la calidad de la mezcla. En caso de estar muy disparejos proceder con recirculación adicional. Ejemplo práctico: Se ha preparado tres tanques de suministro para procesamiento de Asfaltos vía transferencias y se envía al laboratorio muestras de API para su análisis. De los resultados se pueden tomar decisiones importantes que se explican. Tanque 6

Muestra T

API 20.2

6

C

19.6

6

F

18.8

21

T

26.5

21

C

19.5

21

F

19.0

2

T

20.5

2

C

18.5

2

F

16.5

Condición Tanque procesable, posible falta de homogenización. API de mezcla 75/25 debe ser 19.1. Considerar muestras de Asfalto para Ductilidad cuando se procesa el crudo del tercio superior. Tanque procesable, verificar transferencias de producto liviano al tanque (tal vez de tanque slop). Procesable para asfaltos si se alinea por el fondo en vez de sum line. Se deberá estar siempre atento a las variaciones del API conforme se vaya llegando a la tapa. Tapa procesable por el sumline en operación residuales. Tanque no procesable bajo condiciones normales. Su procesa-miento causará muchas variaciones en la carga. De preferencia recircularlo. Procesable el fondo en mezcla con tanque de Crudo loreto puro. Si se dispone de tanque vacío se puede transferir el fondo como Base Pura y completar con Crudo OXY para lograr la mezcla adecuada.

La preparación de los tanques de almacenamiento, que involucra reposo, control del contenido de BSW y control de sales en el crudo, se realiza luego de finalizada la descarga de crudos con su documentación correspondiente. Reposo El objetivo de reposar los tanques de almacenamiento de crudos es la separación del agua libre del crudo por gravedad para que alcance valores de BSW procesables en nuestra Unidad de Destilación.

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Alternativa 1:

La experiencia demuestra que se ha conseguido resultados óptimos de BSW (0.05 a 0.5 % vol.) en el crudo incluso una vez concluida la descarga. Para conseguir estos resultados es primordial tener tanques de recepción de Crudos con niveles de corte de agua por debajo de 0.3.0. El tiempo de reposo que requiere un tanque de crudo para su obtener niveles adecuados de BSW es función del corte de agua. Normalmente se obtienen resultados adecuados después de 48 horas.

Alternativa 2:

En este caso es necesario tiempos de reposo entre 48 a 72 horas para conseguir resultados óptimos de BSW (0.05 a 0.5%vol.).

Control del contenido de BSW (agua y sedimentos) en el Crudo: El BSW es el contenido de agua y sedimentos en el crudo, se determina por centrifugación, y se expresa en % en volumen. El tiempo aproximado de demora de una prueba es de 30 minutos. Sin embargo se debe tener en cuenta que un método más preciso para expresar el contenido actual del agua en el crudo es el agua por destilación. Para minimizar los riesgos inherentes a la presencia de agua en el procesamiento de crudos es conveniente asegurar resultados del BSW del orden de 0.05% hasta un máximo de 0.5 % vol. Sin embargo es necesario acotar como experiencia válida en Refinería Conchán el haber procesado crudos hasta con 0.8 % vol.de BSW en su etapa inicial de procesamiento (desde la recirculación en frío) manteniendo condiciones de operación controladas en UDP y UDV. El seguimiento estrecho de las variables de operación en esta condición especial aseguran el control de proceso. Nota.- Una explicación válida al procesamiento de crudos mezcla con 0.8% vol. de BSW es la emulsión casi perfecta del Residual Asfáltico con el agua, cuya separación en la columna C-1 es posiblemente lenta y forzada, fenómeno que permite amortiguar cualquier efecto de presionamiento en el sistema. Es adecuado precisar que es más notorio el efecto del BSW alto cuando se procesa crudo Loreto puro.

Control del contenido de Agua en el Crudo Reducido y Base Asfáltica. El procesamiento de crudo Reducido y Base Asfáltica directamente en la UDV requiere de un análisis riguroso del contenido de agua para evitar presionamiento súbito en el sistema. Una prueba de rigor es agua por destilación para la determinación de niveles reducidos de agua en hidrocarburos pesados. En Refinería Conchán se ha procesado crudo Reducido y Residual Asfáltico con niveles de agua por destilación de hasta 0.2% sin alterar la condición de operación de UDV.

Control del contenido de Sales (PTB, libras por mil barriles) Todos los crudos contienen mayores o menores niveles de agua salada y sedimentos de acuerdo a su origen y al método de transporte usado desde el yacimiento donde se extrae hasta su llegada a los tanques de Refinería. Previo a su alimentación a la unidad debe analizarse el contenido de sales en el crudo el cual debe ser menor a 20 PTB para minimizar su efecto corrosivo en los sistemas de tope de las columnas. Un contenido de sales por encima de 20 PTB causa altos rates de corrosión en las unidades.

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Cuando se analizan las sales presentes en los crudos, normalmente sólo se determinan los cloruros, ya que éstos constituyen el mayor porcentaje y además, la hidrólisis de los cloruros tiende a ser el peor responsable por la corrosión en las Refinerías ya que al hidrolizarse a elevadas temperaturas generan ácido clorhídrico que sale por los vapores de la columna de fraccionamiento. Además del efecto de la corrosión las sales tienen otros efectos indeseables como: •

Depósitos de sales en intercambiadores y hornos (que contribuye a disminuir la eficiencia de los equipos, disminución del régimen de transferencia de calor e incremento del consumo de combustible).

•

Contaminación de los productos residuales, donde las fracciones de sales del crudo se concentran en las fracciones pesadas (residuales) y por consiguiente obturación de los quemadores donde se usan estos residuales.

•

Efecto secundario en las especificaciones de algunas de las fracciones del petróleo.

La Refinería Conchán ha considerado la instalación de una desaladora electrostática, proyecto que se viene desarrollando, y cuya implementación está en espera de las aprobaciones en los niveles correspondientes, y el cual será detallado en el capitulo correspondiente a proyectos en ejecución. Lavado de Línea de Suministro Esta maniobra es necesaria para mantener el tramo de succión de las líneas de suministro de los tanques sin agua e involucra la transferencia de aproximadamente 100 Bls. de crudo del tanque que va a suministrar hacia: Prioridad Prioridad Prioridad Prioridad

1: 2: 3: 4:

Tanque de Slop Tanque de crudo en reposo preferente con nivel bajo. Al mismo tanque . Tanque de crudo en suministro a la Planta.

Las maniobras 3 y 4 deben hacerse por gravedad ó bomba P-2A a regímenes bajos del orden de 60 a 70 BPH para evitar remover los fondos del tanque. 3.3

Elección del Tanque de Suministro La elección del tanque de suministro está en función a los niveles de carga, tipo de Crudo procesado y rapidez de preparación. En función a los niveles de Carga a Unidades Para altas cargas se requiere del suministro de tanques de mayor capacidad y/o que tengan calentador de succión (como los tanques 5, 6, 7) para trabajar en serie con el E-36. Sin embargo hay algunos tanques de crudo que no disponen de calentador de succión como: 2,8,21,23 y 40; Actualmente a niveles de carga de 12.0MBD se requiere del uso de pre-calentadores de crudo para disminuir su viscosidad y poder mantener los amperajes de los motores dentro del sus valores nominales. El precalentador E-36 cumple este fin, y usa como agente de calefacción el vapor de 100 psig. El condensado producido ingresa en la red y retorna hacia el deaereador.

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En función a rapidez de preparación y niveles de BSW en el Crudo Los tanques 8 y 21 con sistema de sum line permiten disponer de Crudo en condiciones óptimas de BSW en tiempos relativamente cortos. Adicionalmente, por estar interconectados al sistema slop, permiten retornar Crudo de las Unidades al mismo tanque de suministro, aumentando la flexibilidad operativa en las maniobras de arranque (recirculación en frío), sobre todo cuando el tanque Slop se encuentra con inventario alto.

En función al tipo de Carga Los tanques 5, 6 y 7 que tienen calentador de succión son los recomendables para el procesamiento de Crudo Mezcla que garantizan una operación estable de la bomba de carga P-1 P-1 B, P-1 A. El procesamiento de Crudo Loreto puede hacerse indistintamente de cualquier tanque. 3.4

Carga a la Unidad El Crudo es alimentado a la Unidad de Destilación Primaria mediante las bombas P-1/P1 B en paralelo usando típicamente la P-1 para el circuito 1 de crudo y la P-1 B para el circuito 2 de crudo (pueden intercambiarse las bombas). Por insuficiente capacidad del grupo electrógeno K.101 A, en los cortes de corriente es necesario poner en servicio la bomba reciprocante P-1 A para mantener la Unidad operando, pero a niveles de carga de 6,000 BPD. Con la puesta en marcha del proyecto de mezcla de crudos, se instaló dos bombas centrífugas Goulds P-1 C/D para el suministro por el circuito Nº1 de Base Asfáltica. El sistema operará con válvulas automáticas de control que manejarán el flujo de Base asfáltica y de crudo alimentado a la unidad en la proporción que se desee. Las alternativas existentes de alimentación de las bombas de carga es la siguiente: Alternativa (operación) Circuito Nº1 Alt.Nº1(residual/RC250

Crudo P-1

Alt. Nº2 (residual/RC250)

Crudo P-1 B

Alt. Nº3 (asfaltos)

Base Asf. P-1

Alt. Nº3 (asfaltos)

Base Asf. P-1 C/D

Circuito Nº 2 Corte de corriente Crudo P-1 B P-1 A (circ. Nº1 y 2) Crudo P-1 P-1 A (circ. Nº1 y 2) Crudo P-1 B P-1 A (circ. Nº1 y 2) Crudo P-1 B P-1 A y P-1C

Para regímenes de carga mayores a 10,500 BPD se requiere del uso de una bomba booster P-22 la cual es regulada con su válvula de retorno a la succión para mantener una presión de descarga en la bomba booster de 50-90 psig. El Crudo antes de ingresar a las bombas de carga, pasa a través de un filtro en la succión que retiene los sólidos en suspensión. Periódicamente es necesario limpiar los filtros para eliminar la suciedad acumulada en la canastilla y mantener la presión estática del tanque de suministro hacia la bomba.

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Las líneas de suministro salen de los tanques 2,5,6, 7 y 40 de la parte inferior lateral a una altura de 3 pies aproximadamente, con el fin de evitar el arrastre de agua y sedimentos acumulados en los fondos. Los tanques Nº 8 y 21 disponen de un sistema de Sum-line que permiten el suministro a las bombas de carga a la altura del nivel de Crudo, sin embargo también tienen la opción de usar una toma baja. En los casos de corte de fluído eléctrico, y por limitaciones de nuestro Grupo electrógeno de 350 Kw se pone en servicio la bomba reciprocante P-1 A, la cual solo permite niveles máximos de carga de 6,000 BPD. 3.5

Circuitos de Precalentamiento de Crudos Circuito Nº 1 El crudo de las bombas de carga se divide en 2 ramales: el primero que va a intercambiar calor con productos de la Unidad de Destilación Primaria ingresando secuencialmente por los tubos de los E-1 ó E-1 A (crudo versus vapores de gasolina de la Destilación primaria), E-2 (crudo versus kerosene), E-3 (crudo versus diesel), E-4 (crudo versus reflujo de diesel), E-5 A/B (crudo versus crudo reducido). El crudo gana temperatura desde los 78-120ºF en que se alimenta desde los tanques de crudo hasta aproximadamente los 490ºF en que se junta con el circuito 2 e ingresa a la zona convectiva del horno F-1. El flujo a través del circuito N1 es controlado individualmente mediante el instrumento FIC-1 desde la pantalla de control P_crudo, y globalmente como carga a la Unidad mediante el FIC-1305 que controla el set total del carga de crudo. En el cuadro adjunto se observan los datos principales de los intercambiadores de calor del circuito Nº 1. Circuito Nº 1 - Intercambiadores de Destilación Primaria, datos de proceso Tipo de fluido

TAG

E-2

CASCO Vapores gasolina Vapores gasolina Kerosene

E-3

Diesel

E-214 (1) E-531 (1) E-5 A

Refl. Diesel/Diesel Refl. Diesel/Diesel Crudo Reducido Crudo Reducido

E-1 E-1-A

E-5 B

Lado Lado casco, Nº Nº Tubos, ºF ºF Tubos Pasos TUBOS ent. Sal. ent. sal Crudo 110 130 272 240 128 6t circ.1 Crudo 110 130 272 240 156 6t circ.1 Crudo 130 147 401 389 6 3sec. circ.1 Crudo 147 148 436 429 8 4sec. circ.1 Crudo 147 219 436 429 72 10 t circ.1 Crudo 148 258 513 313 156 10 t circ.1 Crudo 258 370 620 A E5 52 2t circ.1 B Crudo 370 435 De E 5A 325 52 2t circ.1

Area Duty ft2 (2) 655

3.6

817

0.79

783

0.88

404

0.49

368

1.63

796

4.73

265

2.66

265

1.5

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Los intercambiadores E-2 y E-3 son de doble tubo. (1) (2)

El intercambiador E-214 puede usarse como reemplazo del E-3 (diesel) o como stand-by del E-531 (reflujo de diesel). Duty expresado en MM BTU/hr.

Circuito Nº2 El segundo circuito de las bombas de carga constituye el circuito Nº 2 que consta de un tren de intercambiadores para calentar el crudo con productos principalmente de la Unidad de Vacío. Recientemente se incorporó una mejora por la cual el crudo precalienta en el E-1 B (crudo versus vapores de gasolina de la UDP) previos a su intercambio con productos de la Unidad de Vacío. Luego del E-1 B pasa secuencialmente a los E-35C (crudo versus fondos de vacío a tanques), E-33 A (crudo versus gasóleo liviano), E-33 B (crudo versus gasóleo pesado) y E-35 A/B (crudo versus fondos de vacío); ganando temperatura hasta aprox. 500 ºF. Luego se junta con el crudo proveniente del circuito Nº 1 antes de ingresar a la zona convectiva del F-1. El flujo a través del circuito N2 es controlado individualmente mediante el instrumento FIC-1107 desde la pantalla de control P_crudo, y globalmente como carga a la Unidad mediante el FIC-1305 que controla el set total de la carga de crudo. Circuito Nº 2 - Intercambiadores de Destilación al Vacío

TAG

Tipo de fluido CASCO

E-1B E-35 C E-33-A E-33-B E-35 A E-35 B

Vapores gasolina Fondos UDV GOL/Refl. GOL GOP/Ref. GOP Fondos UDV Fondos UDV

Lado Nº Nº Area Lado Tubos, ºF casco, ºF Tubos pasos ft2

TUBOS ent . Crudo 110 circ.2 Crudo 130 circ.2 Crudo 241 circ.2 Crudo 312 circ.2 Crudo 414 circ.2 Crudo 488 circ.2

Duty, BTU x 106

sal. ent. sal. 130 272 240

156

6t

817

0.79

241 560 443

240

10 t

1225

4.70

312 429 374

100

6t

511

2.93

414 586 488

100

6t

511

4.55

488 670 587

162

10 t

830

3.67

510 587 560

162

10 t

830

1.13

Circuito Nº3 El tercer circuito de crudo se ha diseñado para aprovechar la energía térmica remanente de los productos de la Unidad de Vacío (Gasóleo Liviano, Gasóleo Pesado y Residual de vacío), intercambiando calor secuencialmente en los intercambiadores E36 A/B, E-37 y E-38 A/B, y luego ingresar al Horno F-1.

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Tipo de fluido TAG CASCO E-36 A/B E-37 E-38 A/B

3.6

Gasoleo Liviano Gasoleo Pesado Fondos Vacío

TUBOS

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Lado Lado Núm. Nº pasos Area Duty Tubos, ºF casco, ºF de en tubos ft2 c/u ent. sal. ent. sal. Tubos

Crudo circ.3 139 213

386

319

100

6

524

3.65

Crudo circ.3 364 420

494

420

240

10

1225

3.37

Crudo circ.3 213 364

469

327

240

10

1225

8.38

Horno de Destilación Primaria (F-1) El crudo precalentado en los tres circuitos de intercambio de calor ingresa a la zona convectiva del horno F-1 a una temperatura y presión aproximadas de 490 ºF y 200 psig. Intercambia calor con los gases de chimenea del horno subiendo su temperatura hasta 545-560 ºF. Luego pasa de a la zona radiante del horno F-1 donde continúa incrementando su temperatura hasta 650º F, para ingresar en la zona de vaporización de la columna de destilación primaria C-1. El horno F-1 quema Residual de 300 cst a 122F atomizado con vapor de 100 psig. La temperatura de salida del horno es controlada con el instrumento TIC-1 en la pantalla de control Horno_F1, y la presión diferencial vapor-combustible se controla mediante el lazo de control dPIC-10. Las características típicas del horno se muestran en el siguiente cuadro. Tipo Duty de Diseño Velocidad másica Número de tubos Diámetro y long de tubos Material de los tubos Cambios de flujo en Accesorios de hornos

Horno cilíndrico vertical con zona convectiva. 10.6 MM BTU/hr (sin zona convectiva). 192 lb/sec/ft2. 40 4 ½ “ O.D., 24 ft. Long.

Aleación 5 Cr- 1/2 Mo (1) H-Bends y L-Bends 2 termocuplas K para piel de tubos del horno F-1 (2 tubos) Serpentín sobrecalentador de vapor de 2 etapas (2 anillos) Número y tipo de 4 quemadores National Air Oil Burner. Modelo CP20, de llama quemadores vertical. Agente atomizante Vapor saturado de 100 psig. Material refractario Refractario castable, 5” espesor Pilotos 4 pilotos de gas, uno para cada quemador. Damper Un damper instalado en la salida de gases de la chimenea Soplado de hollín Un tubo soplador de hollín, usa vapor de 200 psig. Para limpieza de tubos de la zona convectiva. Accionamiento del Eléctrico y manual. soplador de hollín Condiciones Operación típicas:

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• • • • • • •

3.7

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Temperatura de entrada zona convectiva: Temperatura de Salida zona convectiva: Temperatura de salida de zona radiante: Temperatura de piel de tubos zona radiante: Temperatura de salida de gases de chimenea: Presión de Entrada crudo: Presión de Salida Crudo a C-1:

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460-490 ºF. 525-550 ºF. 610-650 ºF 1250 ºF 950 ºF 180 psig. 70 psig.

Unidad de Destilación Primaria. El crudo que sale del horno F-1 parcialmente vaporizado ingresa a la zona fash localizada entre los platos 5 y 6 de la columna de destilación primaria. En este punto los componentes ligeros ascenderán como vapores en la columna en contracorriente con el reflujo interno y externo, manteniéndose el equilibrio Vapor- Liquido en cada plato de la torre, de tal manera que el vapor que sale de cada plato es mas rico en componentes ligeros que el vapor que entra; lográndose así que los vapores se enriquezcan de componentes livianos conforme asciende a los platos superiores. De manera similar, el líquido se va enriqueciendo en componentes pesados conforme desciende a los platos inferiores de la columna. La Gasolina Los vapores procedentes de la parte superior de la Torre son condensados parcialmente en el E-1, E-1 A, E-1 B (Crudo vs.Gasolina), luego en el aerorefrigerante E-6 y recibidos en el acumulador de reflujo V-1, donde se produce la decantación del agua que se inyectó como vapor por los fondos de la torre y los strippers. La gasolina condensada es bombeada con la P-3, P-3 A,P-3 B parte a tanques de almacenamiento y es regulada por medio del control de nivel del drum de reflujo LIC-5 que opera seteado normalmente al 50%. El flujo total de gasolina a tanques es registrado en el FT-17. Una parte de la gasolina retorna como reflujo al tope de la columna con una temperatura deseable de 95 a 135F aproximadamente, ingresando por un distribuidor. El control de la temperatura de tope se realiza con el instrumento TIC-2 que opera en cascada con el FIC-7. El agua decantada en la pierna del V-1 es evacuada con control de nivel LC-4 al sistema de drenaje industrial. Los vapores que hasta aquí no han podido ser condensados, pasan al aerorefrigerante E-15 donde se condensan y luego se acumulan en el V-2 (gasolina liviana). Aquí también se decanta el agua y la gasolina condensada es bombeada con la bomba P-4 B para unirse con la gasolina del V-1 antes de ingresar al sistema de tratamiento cáustico. El agua decantada en la pierna del V-2 es evacuada con válvula automática al sistema de drenaje industrial. La presión del sistema es controlada por el instrumento PIC-1 que mantiene control sobre los gases incondensables que van del V-2 a la atmósfera y son registrados en el FT-250. Se recomienda trabajar con una presión de 7 a 15 psig en el acumulador V-2 en función del tipo de Crudo y Volumen de Carga. Cuando se procesan crudos con alto contenido de Azufre se recomienda operar en el rango máximo de presión (15 psig) para eliminar el máximo posible de sulfhídricos causantes de la corrosividad de la gasolina.

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Cuadro de líneas de la columna de destilación atmosférica C-1 Salida de columna C-1 Vapores de gasolina Reflujo de gasolina Balance agotador Solvente Solvente Balance agotador kerosene Kerosene Balance agotador Diesel Diesel Reflujo de diesel Crudo a columna (zona flash) Vapor despojante a C-1 Fondos fraccionadora

Entrada a columna C1

Tope Plato 32 Plato 26/27 Plato 26 Plato 20/21 Plato 19 (según plano) Plato 12/13 Plato 11 (según plano) Plato 14 Plato 5 Fondo (lateral) Fondo

Características principales de la Columna C-1: Altura total, pies Diámetro interno, pulg. Espesor nomunal, pulg. Nº platos Presión de diesño, psig Temp. De Diseño Nº de copas Tipos de copas Protegido por

77 60 5/16 en zona rectificación 3/8 en zona strippping 27 en zona rectificación 5 en zona de stripping (fondos) 50 625 ºF 86 copas/plato en zona rectificación 13 copas/plato en zona de stripping (fondos) Copas de burbujeo de 4” O.D. Válv. Seguridad PSV-7 seteado a 50 psig.

Dentro de la columna, en cada plato de fraccionamiento se localizan las copas de burbujeo, cuya posición se regula manualmente en las inspecciones generales para lograr el fraccionamiento deseado. Las posiciones actuales de las copas de la columna de destilación primaria cuando se procesaban hasta 6,700 BPD se muestran en la tabla siguiente. Con el incremento de carga hasta niveles de 12,000 BPD y el procesamiento de crudos livianos como el Oriente Ecuatoriano, Guafita, Maynas, hizo necesario modificar las posiciones de las copas de bnurbujeo en los platos, para permitir el manejo de un mayor volumen de vapor ascendiendo a través de las copa y evitar la inundación de los platos. En la tabla contigua se muestra la posición de las copas de la última modificación realizada en Marzo de 1,999.

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TABLA DE POSICION DE COPAS DE BURBUJEO EN EL RISER - C-1: CARGA 6,700 BPD

Fondos

Diesel

Kerosene

Solvente

Gasolina

CORTE

PLATO Nº 32 31 30 29 28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

COPAS POR PLATO 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 13 13 13 13 13

1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3

3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4

FILA DE CADA PLATO 4 5 6 7 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 2 3 3 3 2 3 3 3 2 3 3 3 2 3 3 3 2 3 3 3 2 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 3 3 3 3 3

8 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3

En este diagrama de distribución, la posición 9 se refiere al lado del plato más cercano a la bajante de líquido.

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TABLA DE POSICION DE COPAS DE BURBUJEO EN EL RISER - C-1: CARGA 12,000 BPD

Fondos

Diesel

Kerosene

Solvente

Gasolina

CORTE

PLATO Nº 32 31 30 29 28 27 26 25 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

COPAS POR PLATO 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 13 13 13 13 13

1 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 6

2 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 6 3 3 3 3 3

3 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 6

FILA DE CADA PLATO 4 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 6 6 6 3 3 3 3 3

7 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 3 3 3 3 3 3 3 3 6

8 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 3 3 3 3 3 3 3 3 6

9 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 3 3 3 3 3 3 3 3 6

3 3 3 3 3

El Solvente Es extraído de la Torre del plato N 26 (Plato acumulador). Toda la producción de solvente va al Agotador ó Stripper C-5 a través de su controlador de nivel LIC-10 (pantalla de control UDP) ingresando por la parte superior. En el agotador el producto entra en contacto con el vapor despojante sobrecalentado que ingresa por el fondo y en cada plato va siendo desorbido de los componentes volátiles los cuales ascienden hacia la parte superior del stripper y salen por la línea de vapores hacia la columna donde ingresan a la altura del plato Nº 27. El Solvente desorbido que va bajando por los platos sale como producto por el fondo mediante la bomba P-5 hacia el aerorefrigerante E-8 y luego vía el controlador de flujo FIC-20 (pantalla de control Prod_UDP) hacia el sistema de tratamiento.

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En las corridas de Solvente RC-250 pasará por el decantador de agua D-123 y el filtro del sal D-124 de allí irá tanques de almacenamiento 11 ó 35 (este último programado para almacenar en un futuro Solvente Nº1). En las corridas de Solvente Nº3 pasará primero por el decantador de agua D-123 donde el agua decantada es drenada periódicamente al sistema de drenaje industrial. Posteriormente el solvente pasa al drum de lavado con soda D-126 donde ingresa mediante un distribuidor por su parte inferior entrando en contacto directo con un lecho de soda de 8 ºBé para remover los sulfhídricos remanentes en el solvente. Luego pasa al D-127 (drum de lavado con agua) y posteriormente al filtro de sal D-124 donde deberá eliminarse toda el agua remanente. El agua es drenada por el fondo del D-124 hacia el sistema de drenaje industrial. Para eliminar los olores característicos del solvente el producto pasa a través de los filtros de carbón activado D-128/ D-125 en serie para luego ir a sus tanques de almacenamiento 46 y 38. El Kerosene Es extraído de la Torre del Plato N 20 (Plato acumulador) hacia el agotador o stripper C-2 a través de su controlador de nivel LIC-3 (pantalla UDP) entrando por la parte superior. En el stripper el kerosene entra en contacto con el vapor despojante sobrecalentado que ingresa por el fondo y en cada plato va siendo desorbido de los componentes volátiles los cuales ascienden hacia la parte superior del stripper y saliendo por la línea de vapores del stripper hacia la columna donde ingresa a la altura del plato 21. El kerosene desorbido sale como producto por el fondo mediante la bomba P-7B/P-8 ó su relevo P-6 hacia su enfriamiento, primero en el E-2 para ceder calor al crudo que precalienta en el circuito 1 y luego en el E-9 que enfría el kerosene que va a los tanques de almacenamiento 19, 12 ó 30. El flujo de kerosene es controlado mediante el FIC-16 (pantalla de control Prod_UDP). El Diesel Es extraído de la torre del Plato N 12 (Plato acumulador), una parte de la producción de diesel del C-1 por medio de las bombas P-8/P-8 A cede calor al crudo en el intercambiador E-531(o E-214) y es enviada como reflujo medio de retorno a la fraccionadora a la altura del Plato N14 a una temperatura aproximada de 450 F. El flujo de reflujo medio se controla en el FIC-13 (pantalla de control UDP) donde se setea los GPM requeridos de reflujo medio. Adicionalmente existe un controlador de temperatura de reflujo medio, TIC-25 (pantalla de control UDP) que regula la temperatura deseada de reflujo medio hacia la columna. El resto del Diesel va al agotador C-3 a través de su controlador de nivel LIC-2 (pantalla de control UDP) entrando por su parte superior. En el stripper el diesel entra en contacto con el vapor despojante sobrecalentado que ingresa por el fondo y en cada plato va siendo desorbido de los componentes volátiles los cuales ascienden hacia la parte superior del stripper y saliendo por la línea de vapores del stripper hacia la columna donde ingresa a la altura del plato 13. El diesel desorbido sale como producto en el fondo mediante la bomba P-10 ó su relevo P-7B hacia su enfriamiento, primero en el E-3 (o E-214) donde intercambia calor con el crudo del circuito 1, y luego en el aerorefrigerante E-10 que enfría el diesel que va a tanques de almacenamiento pasando previamente el decantador de agua D-122 y

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luego por el filtro de sal D-120 y de allí a los tanques 15 ó 20. El flujo de diesel es controlado por el FIC-1314 (pantalla de control Prod_UDP). El Crudo Reducido Es extraído del fondo de la Torre mediante las bombas P-9, P-9 A y P-9 B las cuales lo bombean hacia los intercambiadores de calor E-5 A/B para precalentar el crudo del circuito Nº 1. Luego es enviado hacia el horno F-2 pasando por el transmisor FT-1204 (pantalla horno_F2). El nivel de fondos de la columna de destilación es controlado mediante la LIC-1109 A/B (pantalla UDP). La LIC-1109 B controla en nivel con la salida de crudo reducido hacia el horno F-2 mientras que la LIC-1109 A controla el nivel con la salida de crudo reducido hacia tanques. Según las necesidades de operación se puede desviar parcial o totalmente el crudo reducido hacia las estaciones de mezcla (registrado por el FT-112, pantalla de control horno_F2) para la adición del material de corte necesario y de allí a los tanques de almacenamiento de Residuales 22,1,5,13, etc. 3.8

Horno de Destilación al Vacío F-2: El crudo reducido proveniente de la Unidad de Destilación Primaria ingresa al horno F-2 para incrementar su temperatura desde los 520 ºF hasta 660-700 ºF dependiendo del tipo de la corrida realizada. La temperatura de salida del horno es controlada con la TIC-1103 (pantalla de control horno_F2) y la diferencial vapor-combustible con la dPIC1304. Adicionalmente dentro del horno existen dos serpentines de sobrecalentamiento del vapor, uno para el vapor sobrecalentado que se usa en el eyector de vacío, y otro para el vapor despojante que es usado en la UDV. El combustible usado es residual de 300 cst @ 122 ºF, atomizado con vapor saturado de 100 psig suministrado por el área de SSII con la bomba P-111 A (o su suplente P-120). En el siguiente cuadro se observan sus principales características. Tipo Duty de Diseño Número de tubos Diámetro, long de tubos Material de los tubos Cambios de flujo en

Horno cilíndrico vertical 11.2 MM BTU/hr (sin zona convectiva). 40 4 ½ “ O.D., 24 ft. Long. Aleación 5 Cr- 1/2 Mo (1) H-Bends y L-Bends 2 termocuplas K para piel de tubos del horno F-1 (2 tubos) Accesorios de hornos 1 Serpentín sobrecalentador de vapor al eyector. 1 Serpentín sobrecalentador de vapor despojante Número,Tipo de quemador. 4 National Air Oil Burner. Modelo CP20, llama vertical. Agente atomizante Vapor saturado de 100 psig. Mat. refractario cilindro Refractario castable, 5” espesor. Condiciones de Operación típicas: • Temperatura de Entrada • Temperatura de Salida • Temperatura de piel de tubos • Presión de Entrada • Presión de Salida

: : : : :

510-545ºF 660-720ºF 1250 ºF 46 psig. 16 psig.

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3.9

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Columna de Destilación al Vacío El crudo reducido calentado en el Horno F-2 va hacia la zona flash de la columna de destilación al vacío (C-6) donde es separado en vapor y líquido, y aunque los componentes ligeros y pesados no pueden ser separados completamente ya que aún no han sido rectificados, una gran cantidad de los componentes más ligeros que tienen presiones de vapor mayores, serán separadas en los vapores, mientras que los productos más pesados con presiones de vapor menores, estarán contenidos en el líquido. La presión de operación de la columna de destilación al vacío es controlada con el PIC101 (pantalla de control Prod_UDV). Un valor típico en la Refinería Conchán es de 2 psia. Cuadro de líneas de la columna de destilación atmosférica C-6 Salida de columna C-6 Vapores/gases de tope Reflujo de gasoleo liviano (tope) Salida de gasóleo liviano Reflujo de Gasóleo pesado Salida de gasóleo pesado Entrada de crudo reducido Salida de fondos de columna

Entrada a columna C-6

Tope Plato 20 Plato 17 Plato 12 Plato 9 Plato 6 Fondo

Características principales de la Columna C-6: Altura total neta, pies Diámetro interno, pulg. Espesor nominal, pulg.

Nº platos Presión de diseño, psig Temp. De Diseño Material de construcción Capacidad del recipiente Nº de copas Tipos de copas Protegido por

62 pies recipiente, 71’11” total hasta el piso 5 pies ½ pulg, 7/16 pulg.,5/8 pulg. en zona rectificación ½ pulgada en zona strippping 7/16 pulg en casquetes de tope y fondo. 15 platos en zona de rectificación 5 platos en zona de stripping (fondos) 60 psig 775 ºF Acero ASTM A-285 C 1160 pies cúbicos 86 copas/plato en zona rectificación, 2’ espaciado entre platos. 17 copas/plato en zona de stripping. Copas de burbujeo de 4” O.D. Válv. Seguridad PSV-1902, seteado a 60 psig.

Nafta de Vacío Los componentes más ligeros (gases incondensables, vapor de agua y nafta) son extraídos del tope de la torre por medio de un eyector que opera con vapor de 200 psig sobrecalentado como agente de aspiración. La mezcla de vapores procedentes de la parte superior de la columna van a ser condensados en el aerorefrigerante E-32 y luego pasan al acumulador V-4 donde se decanta el agua y se extrae al sistema de

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drenaje industrial con la bomba P-18. La Nafta de vacío acumulada en el V-4 se extrae con la bomba P-4 A ó P-15 y es enviada a pool de Diesel o Tanque Slop pasando previamente por el registrador de flujo FT_126 (pantalla prod_UDV). Los gases incondensables del V-4 son desfogados a la atmósfera vía K.O.Drum de donde por una línea de 3" descarga a la atmósfera a la altura del tope de la Torre. Gasóleo Liviano El gasóleo liviano se extrae de la columna del plato 17 por medio de las bombas P-16 (y su suplente P-16 A) y es enviado hacia el intercambiador de calor E-33 A para ceder parte de su calor hacia el crudo del circuito Nº 2, continúa su enfriamiento en el aerorefrigerante E-34 A y de allí se divide en dos corrientes, una de reflujo hacia el tope de la columna C-6 para el control de temperatura de tope realizado mediante el lazo de control TIC-1102 (pantalla UDV) y otra va al pool de diesel hacia el D-120/D122 vía el control de flujo FIC-1105 (pantalla Prod_UDV). En los casos en que por variaciones en la Unidad de Vacío se manche el gasóleo liviano, se alinea al sistema de gasóleo pesado hasta que el producto esté limpio, para evitar la contaminación del pool de diesel. Gasóleo Pesado El gasóleo pesado será extraído del Plato Nº 9 con las bombas P-16 B (o suplente P-16 A) y enviado al intercambiador E-33 B donde cederá parte de su calor al crudo proveniente del circuito Nº2. Después del E-33 B se divide en dos corrientes, una retorna a C-6 como reflujo de gasóleo pesado a la altura del plato Nº 12 para mejorar la rectificación de la columna y es controlado con el lazo FIC-103 (pantalla de control UDV), y la otra va a continuar su enfriamiento al aerorefrigerante E-34 B y posteriormente a tanques de almacenamiento. El control del flujo de gasóleo pesado a tanques se hace mediante el FIC-1106 (pantalla de control Prod_UDV). Fondos de Vacío El residuo de Vacío es extraído del fondo de la torre con las bombas P-19/19A hacia el intercambiador E-35 A/B donde intercambia calor con el crudo del circuito Nº 2 en su recorrido final. Luego va al E-35 C donde también intercambia calor con el crudo del circuito de crudo Nº 2 en su recorrido inicial, y posteriormente va las estaciones de mezclas o hacia tanques según la operación programada de producción. Los fondos se operan con una temperatura de 580-630 F, para lo cual existe una línea de retorno de fondos del C-6 después del E-35 A/B que se usa cuando la condiciones de operación así lo exijan. Este quench de enfriamiento permite minimizar posible reacciones de craqueo térmico (menos formación de coke) en los fondos. El nivel de fondos de la columna C-6 se controla mediante el lazo LIC-1104 (pantalla de control UDV) y el flujo de fondos de salida se registra en el FT-122 (pantalla de control Prod_UDV). 3.10

Agotadores o Strippers Los cortes laterales y los fondos de la fraccionadora contienen grandes cantidades de componentes ligeros (bajo punto de ebullición) que producen como resultado que el punto de inflamación (flash point) de los productos sea demasiado bajo y además la eficiencia en la recuperación de los componentes ligeros será menor. Para esto existen los agotadores (Strippers) de solvente, Kerosene y diesel, en los cuales los

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componentes más ligeros son despojados por medio de vapor de agua. La principal variable de operación es el flujo de vapor, es decir, un aumento en el flujo de vapor del stripper aumentará la eficiencia, o en términos concretos subirá el punto de inflamación de los productos ( así como sus puntos iniciales de ebullición). La cantidad de producto que se extrae de la Torre es regulada por el control de nivel de cada uno de los agotadores. Cada despojador requiere vapor despojante en proporciones aproximadas de 0.1 lb/gal de producto de fondo del despojador. Sus características principales se muestran en el siguiente cuadro. Tag C-5 C-2 C-3

Producto Nº Platos Solvente 6 Kerosene 6 Diesel 6

Presión Diseño 143 psig. 50 psig. 50 psig.

Temp. Diseño 450 ºF 465 ºF 555 ºF

Vapor Despoj. 100 psig 100 psig 100 psig

Cont. Nivel LC-10 LC-3 LC-2

Diám pulg. 30 30 30

Altura, ft. 20 42 42

Los agotadores tienen una línea de salida por el tope, por donde regresa a la torre los vapores de despojamiento del producto. Los cortes laterales al pasar por el agotador, ya han sido ajustados con el vapor para obtener su punto de inflamación y punto inicial adecuados. Posteriormente luego de pasar por los Intercambiadores y enfriadores son cargados a sus respectivos filtros de sal ó deshidratadores. 3.11

Aerorefrigerantes: Son equipos que permiten el enfriamiento de corrientes de proceso: Productos intermedios que normalmente constituyen los vapores de los topes de las columnas, los reflujos de tope o reflujo intermedio y los productos terminados. En Refinería Conchán los enfriadores atmosféricos son de tiro forzado y accionados por motor eléctrico. El diámetro de tubos usados es de 1”, 14BWG, de longitudes de 20 fts. Con excepción de los E-13 de 8 ft. Long y el E-14 de 16 fts. Long. La distribución actual de aerorefrigerantes y sus características principales se muestran en el siguiente cuadro.

Item

Producto

NumTubos/ cuerpos/pasos E-6 Vapores tope C-1 142 / 1 / 2 E-7 Vapores V-2 54 / 1 / 4 E-8 Solvente 22 / 1 / 4 E-9 Kerosene 74 / 1 / 8 E-10 Diesel 62 / 1 / 6 E-11 Residuales 385 / 2 / 14 E-32 Vapores tope C-6 142 / 1 / 1 E-34 Gol/Gop 164 / 2 / 5 E-13 F/S 102 / 1 / 4 E-14 Residuales 480 / 2 / 5 E-15 Gasolina 90 /1 / 4 (1) Duty en MM BTU/hr (2) Area expresada en ft2

Duty (1) 5.01 0.63 0.33 1.10 1.37 1.67 1.88 5.71 1.20 2.29 1.06

Area Lisa (2) 745 282 115 381 319 2020 741 1380 206 4090 463

Area Ext. 11900 4533 1730 5830 5205 ----15200 28200 3440 ---7550

Temp. Diseño 280 215 415 500 305 340 450 450 265 300 215

Pres. Diseño 50 115 85 135 115 135 60 150 265 135 50

Temp. Ent/Sal. ºF 253/190 190/100 390/100 260/100 280/120 314/140 185/110 290/120 240/130 274/140 190/100

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3.12

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Coalescedores y deshidratadores (Filtros de Sal) Los cortes laterales de Solvente y Diesel que son tomados por la bomba de producto respectiva, llegan a los coalescedores después de su paso por los aerorefrigerantes. Los coalescedores D-122 y D-123 son recipientes para separar el agua de las corrientes de Solvente y diesel respectivamente. El D-122 tiene internamente una malla de inoxidable para favorescer la coalescencia del agua y luego internamente tiene piernas colectoras del agua, la que será drenada con periodicidad al sistema de drenaje industrial. En la última parada de Octubre de 1998 se reemplazó la malla por anillos raschig para evaluar su operación. El D-123 en cambio es un recipiente simple de separación de agua hidrocarburo. Los filtros de sal D-120 y D-124 tienen interiormente sal de roca distribuídos en capas. El producto entra por la parte inferior y atraviesa las capas de sal. La cantidad de agua en suspensión del producto es tomado por la sal y se produce la separación de aceite y agua. El producto sale por la parte superior y la solución de agua salada se precipita al fondo del recipiente, drenándose posteriormente con periodicidad al sistema de desagüe industrial.

3.13

Drums Acumuladores de Tope Son recipientes de separación por decantación de la gasolina pesada (V-1) y liviana (V2) del agua condensado en el sistema de enfriamiento de tope (E-1 y E-6) y en el sistema de enfriamiento de los gases y vapores de salida del acumulador V-1 (E-15). Cada acumulador dispone de una pierna de acumulación de agua cuyo nivel es controlado mediante control automático y/o manual, asimismo se dispone de una toma de succión de producto (linea interna de 3" diam y situada a 10" de la base del drum), la cual minimiza el riesgo de reflujar agua a la columna en el caso de V-1, y en el caso del V-2 asegura la transferencia de gasolina liviana al pool de gasolinas libre de agua.

3.14

Estaciones de Mezclas En las corridas de producción de residuales los fondos de vacío pasan a las estaciones de mezclas donde se le inyecta el kerosene/gasóleo/diesel necesario para cumplir las especificaciones de Residuales. Luego pasa por el aerorefrigerante E-14 para conseguir bajar la temperatura de este producto a menos de 200F. En la producción de asfaltos pesados como los 40/50, 60/70 el residuo de vacío pasa a la estación N3 y de allí a su tanque de almacenamiento. En es caso de los asfaltos más livianos como el 85/100 ó 120/150 los fondos de vacío se mantienen en calidad de penetración pesada (60/70) y en la estación 3 se le i/nyecta el pasóleo pesado únicamente de la producción para o alcanzar las especificaciones de 120/150. En la producción de Base Asfáltica para el RC-250 al residuo de vacío de especificación como 85/100 se le inyecta solvente en la estación Nº3 para obtener la especificación de RC-250 y pasa al aerorefrigerante E-14 para bajar su temperatura a menos de 200ºF y posteriormente ser enviado a su tanque del almacenamiento.

3.15

Lavado Cáustico Con Soda Y Agua De La Gasolina Primaria/Solvente Nº 1

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Para eliminar los mercaptanos y H2S de la gasolina primaria la producción de gasolina bombeada con la P-3/3 A/3 B pasa el aerorefrigerante E-9 y de allí con control de nivel LIC-5 (pantalla de control Prod_UDP) va al sistema de tratamiento que consiste en una torre de lavado con soda C-4 donde ingresa por la parte inferior vía un distribuidor, y asciende través del lecho de solución de soda de 5 ºBé. Posteriormente sale y va a la torre de lavado con agua V-3 al cual también ingresa por su parte inferior vía un distribuidor asciende por el lecho de agua y sale por su parte superior. La gasolina liviana proveniente del V-2 bombeada por la P-4 B, se une con la gasolina del V-1 en un punto previo al ingreso al sistema de tratamiento. En el caso de producir gasolina primaria va directamente a tanques, y en el caso de producir solvente Nº1, la gasolina es enviada al filtro de carbón activado D-125 para eliminarle el mal olor. En la siguiente tabla se muestran las características principales de los equipos: Columna Uso Distribuidor superior

C-4 Lavado con soda 24 orificios, 1/8” diám. orificio Distribuidor inferior 50 orificios, 1/8” diám. orificio Volumen recipiente 1,880 gal Altura(ft) x Diám (pulg) 20’ x 4” Tiempo residencia @ 400 137 min BPD máx. Presión interior, psig 125 psig Temperatura ºF 100 Soluc. soda a agregar 940 gal Volumen agua a adicionar -------Adición carbón activado -------3.16

V-3 D-125 Lavado con agua Filtro carbón activado ------Colector, 156 orificios de ¾” diám. Orificio. 12 orificios, ¼” 52 orificios, ¼” diám. diám. orificio Orificio. 752 gal 8’ x 4” 54.8 min 125 100 ----376 gal ---------

------------40 bolsas = 1,000 Kgs.

TRATAMIENTO CÁUSTICO DEL SOLVENTE/SOLVENTE Nº 3. Para eliminar los mercaptanos y el H2S del solvente se le efectúaun lavado con soda. El circuito de producción es de acuerdo al siguiente orden: solvente del Stripper C-5
bomba P-5
drum decantador D-123
torre de lavado con soda D-126
torre de lavado con agua D-127
filtro de sal D-124
filtro de carbón activado D-128
a tanques. En el caso de la producción de solvente RC-250 no se usa el filtro de carbón activado y la produción se deriva al tanque 11. En el caso del solvente 3 se usa el filtro de carbón activado y la producción se deriva a los tanques 46 ó 38. GASOLINA A TANQUES

SOLVENTE 1 A TANQUES

C-4 TORRE DE LAVADO CÁUSTICO

V-3 TORRE DE LAVADO CON AGUA

D-130 FILTRO DE SAL PROXIMO A INSTALAR

D-125 FILTRO DE CARBON ACTIVADO

SISTEMA DE TRATAMIENTO SOLVENTE 1

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En la siguiente tabla se muestran las características principales de los equipos: Columna Uso Distribuidor superior

D-126 Lavado con soda 23 orificios, 1/8” diám. Orificio Distribuidor inferior 21 orificios, 3/16” diám. Orificio Volumen recipiente 734 gal Altura(ft) x Diám (pulg) 24’ x 30” Tiempo residencia @ 300 39.9 min BPD máx. Presión interior, psig 150 psig Temperatura ºF 80 Soluc. soda a agregar 367 gal. Volumen agua a adicionar -------Adición carbón activado --------

3.17

D-127 Lavado con agua 23 orificios, 1/8” diám. Orificio 21 orificios, 3/16” diám. Orificio 734 gal 24’ x 30’ 39.9 min

D-128 Filtro carbón activado 50 orificios, 3/8” diám. Orificio. Colector, 150 orificios de ½” diám. Orificio. 1403 gal. 3.75’ x 3’ 19.8 min

150 80 ----367 gal ---------

80 80 ------------100bolsas=2,500 Kg

PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN Mecanismos El procesamiento de crudos con alto contenido de sales (mayor a 10 PTB) y azufre, como es el caso del crudo OXY ocasiona problemas de corrosión en las unidades. La sal que se encuentra en el crudo proviene de los campos y plataformas de producción y a las temperaturas de precalentamiento (490 ºF) y de salida de horno (650ºF) se hidrolizan liberando hidróxisos y ácido clorhídrico., según las siguientes reacciones: (a)

CaCl2 + 2 H2O
Ca (OH) 2 + 2 HCl @ 350-450 ºF

(b)

Mg Cl + 2 H2O
Mg(OH) 2 + 2HCl @ 300-400 ºF

(c)

Na Cl

-
NaCl

(no hidroliza a la temp. del horno)

Los hidóxidos formados y el cloruro de sodio no hidrolizado precipitan en el crudo reducido y salen por el fondo de la UDP. El HCl en estado gaseoso, asciende por el tope junto con la gasolina y se disuelve en las primeras gotas de agua condensada generando agua fuertemente ácida que ataca las paredes metálicas del sistema de tope según las siguientes reacciones: (1)

HCl

+ H2O

(2)

Feº

+ 2 Cl-

------
2H+ (ac)

+ 2Cl

-

(ac) .......gotas fuertemente

ácidas ------>

Fe++ Cl-- (ac)

............... ataque corrosivo al metal

Por otro lado los compuestos del azufre también se descomponen durante su calentamiento en el horno F-1. El ácido sulfhídrico (H2S) y RSH presentes en los vapores de gasolina ascienden al tope de la columna incrementando la velocidad de corrosión explicada en la siguiente reacción: (2) FeCl2 + H2S ------> 2 HCl + FeS

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El FeS formado por la reacción (2) se depositará en la superficie de los materiales ferrosos y cuando reacciona nuevamente con el HCl liberado se convierte en FeCl2 y se disuelve, separándose de la superficie del Hierro. Repitiéndose esta reacción, la reacción (1) se estimula y el resultado será que la nueva superficie del hierro estará siendo continuamente atacada por el HCl. En la práctica los operadores aprecian la presencia de una nata de coloración marrón oscura en la interface del agua en la pierna del drum acumulador de tope V-1, que es el sulfuro de fierro (FeS) precipitado y emulsionado en la gasolina. Para minimizar los efectos de la corrosión hay varias alternativas entre las cuales podemos citar: a. Utilizar materiales a prueba de corrosión. b. Neutralizar el HCl. c. Cubrir la superficie metálica con un inhibidor para prevenirla de cualquier contacto con sustancias corrosivas. El método "a" no es económico por el elevado costo de los materiales. Con respecto al método "b" se utiliza el amoniaco para neutralizar el HCl. Con respecto al método "c", se usan aminas fílmica y neutralizante. Inhibidores Actualmente se usan aminas fílmicas para proveer al material de una capa monomolecular que sirva como una barrera entre la superficie del metal y el ambiente corrosivo. Tiene dentro de sus principales limitaciones su descomposición con la temperatura alta, la velocidad de la corriente de proceso, y el estrecho rango de pH en el que opera. La amina neutralizante.- Se inyecta a la línea de salida de vapores de tope y su régimen varía lo necesario con el fin de obtener un pH en el agua decantada en el acumulador de Gasolina del V-1 y el V-4 de 6.0 a 6.5. También se adiciona a la línea de reflujo de gasóleo al tope de la Unidad de Vacío. La amina fílmica.- Se inyecta a la línea de reflujo de tope de la Torre Fraccionadora C-1 y la Torre de Destilación al Vacío C-6. El tipo de inhibidor usado es el HISA 157C. Problemas originados por mercaptanos Los tioles ó tioalcoholes, conocidos comunmente como mercaptanos, son una familia de compuestos orgánicos del azufre los cuales están presentes frecuentemente en un amplio rango de los destilados no tratados del petróleo tales como el GLP, gasolina, kerosene, solventes. También se encuentran en el crudo y otros se forman en el transcurso de la refinación del petróleo. Se representan por la fórmula RSH, donde R es un radical de hidrocarburo (alquil, cicloalquil, etc) y el grupo SH constituído por un átomo de azufre y uno de hidrógeno. Los mercaptanos son indeseables por muchas razones. Los de bajo punto de ebullición tienen un olor extremadamente desagradable y son moderadamente ácidos. Tienen la característica de disminuir la susceptibilidad al Plomo tetraetílico (TEL) en las gasolinas, siendo el número de octano más bajo conforme se incrementa el contenido de mercaptanos. Para remover o convertir los mercaptanos en disulfuros en Refinería Conchán se usa el

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tratamiento con soda (torre de lavado con soda y torre de lavado con agua) para eliminar compuestos como los mercaptanos, sulfuro de hidrógeno, gas carbónico, tiofenoles, etc Los mercaptanos se combinan con la soda de acuerdo a la siguiente reacción: (1)

RSH

+

NaOH

FIC-1/FIC-1107 -> hornoF-1 -> C-1 -> LIC-1109 A/B -> Horno F-2 -> C-6 -> LIC-1104 y finalmente hacia el tanque slop (tanque 4, 8 ó 21). El desplazamiento debe mantenerse hasta conseguir en los drenajes de las bombas y en spitch de muestreo, crudo libre de agua.

a.

Ponga en servicio la bomba de carga y suministre crudo a la Planta. Verifique operatividad de instrumentos FIC-1 y FIC-1107 (carga a Unidades).

b.

Cuando aparezca nivel en la columna C-1, poner en servicio la bomba de fondos P-9/9 A/9B y controlar el nivel de fondos de la columna C-1. Realizar desplazamiento del producto de fondos de la UDP vía E-5 purgando el condensado de sus puntos bajos. El lazo de control de fondos tiene dos ramales uno que va directamente al horno F-2 y otro que va directamente a tanques por lo que deberá asegurarse del desplazamiento de ambos.

c.

Coloque el selector de nivel de fondos de C-1, LIC-1109 (pantalla de control UDP) hacia la posición B y escoger el controlador FIC-1204 para ponerlo en manual y abrir la válvula de control. Esta maniobra se hará cuando aparezca nivel en la columna C-1. Como se desea abrir también manualmente la válvula LIC-1109-A hacer un click en la válvula A y abrir dicha válvula. Esta maniobra asegurará el desplazamiento de todo remanente de agua en el sistema de fondos de primaria directamente hacia el tanque 4.

d.

Paralelamente alinee los fondos de UDP hacia UDV vía la LIC-1109-B. Una vez que aparezca nivel en la columna C-6, alinear las bombas de fondos P19/19-A y mantener el sistema en equilibrio para la regulación de la LIC1104 en automático (pantalla de control UDV) evacuando hacia el tanque Slop. Drene el agua en el lado del residuo del E-35 así como la válvula de control de nivel de fondos LIC-1104 y la línea del quench de la columna.

e.

Los niveles actuales de fondos se observarán en la respectiva LIC. Al término del desplazamiento asegurarse que la LIC-1109 A quede cerrada.

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4.1.9 Puesta en Servicio del Horno F-1 Purga del Horno Antes de encender los quemadores del horno F-1, púrguelo de acuerdo al siguiente procedimiento: a.

Abra todas las ventanas de aire primario y secundario.

b.

Verifique la limpieza y ajuste de los quemadores y sus mangueras metálicas flexibles.

c.

Conecte los quemadores a cada línea de combustible verificando su correcta posición y acomodo de empaques. Previamente deberán purgarse las líneas de combustible de los quemadores en un recipiente.

d.

Abra 50% el by-pass de 3/4" que está en la válvula diferencial de vapor. Purgue con vapor los quemadores por el lado atomizante y en el lado del vapor de limpieza del quemador, de modo que salga vapor seco y libre de condensado por los quemadores. Cierre las válvulas de purga de vapor al quemador. Con el vapor compruebe que no haya pérdidas en las conexiones al quemador. Realice los ajustes ó cambios de empaques necesarios

e.

Chequear la posición de la válvula solenoide SCV-104 a fin de verificar que esté en posición abierta y permita encender el horno. En el caso de estar cerrada, el Ingº de turno ingresará en su ambiente de operación en las pantallas de control y accionará el lazo de control SOV-104 a posición abierta, y las seguridades del horno a posición desactivadas (pantalla de control horno_F1).

Encendido del Horno Ponga en servicio los quemadores de acuerdo al siguiente procedimiento: a.

Ponga la válvula TIC-1-A en manual y abrir 50%.

b.

Regule la presión de retorno de combustible a 220 psig (caso residual 6) ó 170 psig (caso Residual liviano). La regulación puede conseguirse con el accionamiento del lazo de control PIC-108 (pantalla de control horno_F1) que controla la presión de combustible a los hornos, o manualmente con las válvulas de retorno de cada horno

c.

Abra la válvula de vapor de atomización mediante el controlador dPIC-10 (pantalla Horno_F1) para suministrar vapor de atomización a los quemadores. En el quemador a encender abra la válvula de vapor atomizante de tal manera que apenas se observe un pequeño spray en la boquilla del quemador.

d.

Cierre las ventanas de aire secundario de todos los quemadores hasta aproximadamente 25% y 50% las del aire primario, para evitar que por tiro de aire se apague la antorcha a introducir.

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e.

Por la ventana de aire secundario, que permita colocar la antorcha de encendido a la altura de la boquilla del quemador a encender, introduzca la antorcha encendida.

f.

Abrir gradualmente la válvula de combustible hasta que se encienda el quemador, luego regule el combustible y el vapor atomizante hasta obtener el tamaño una llama limpia y de color amarillo suave. Abra totalmente el aire primario y ajuste de ser necesario el aire secundario.

g.

Si es que el combustible no encendiese, cierre la válvula de combustible y proceda a purgar con vapor el horno. Luego repita el procedimiento utilizando la antorcha.

h.

Si hubiera goteo de combustible use más vapor de atomización. Excesiva cantidad de vapor ocasionará que la llama empiece a pulsar. La presión de vapor en el quemador debe ser de 20 psig mayor que la del combustible.

i.

Regular el control manual en TIC-1-A para obtener una llama estable lo más pequeña posible en el horno F-1. Verifique en la pantalla Horno_f1 el incremento gradual de temperatura de salida de crudo.

4.1.10 Elevación de temperaturas a.

Encienda quemadores en forma secuencial y asegurar un incremento en la temperatura de salida de Crudo del F1 a 100ºF/hora. Regular la apertura del TIC-1 A (pantalla de control horno_F1) para garantizar esta etapa.

b.

Cuando se ha alcanzado la operación uniforme en los 4 quemadores, colocar la dPIC-10 (vapor atomizante a F-1) en automático. Tenga en cuenta que en todo momento en la pantalla F1 se puede observar la evolución del diferencial de presión vapor/combustible. para aumentar la temperatura gradualmente a un rate de 100 a 150ºF/hora.

c.

Verifique frecuentemente la temperatura de piel de tubos del horno. Para mejorar su distribución, regular de ser necesario el flujo de combustible en cada quemador.

d.

Observar la temperatura de salida de fondos de UDV en el TE- 57/TE-29 y arranque el aerorefrigerante E-14 cuando la temperatura de fondos sea mayor a 180ºF. Abra por algunos minutos y luego cierre los by-pass de todas las válvulas de control y en los intercambiadores para asegurar que las bolsas de agua sean eliminadas del sistema.

e.

Verificar que los fondos de las columnas C-1,C-2,C-3,C-5 y acumulador de reflujo V-1 y V-2 no tengan agua, especialmente los spitchs de válvulas de control TIC-2 (reflujo de gasolina) y FIC-13 (reflujo medio de diesel) para evitar reflujar agua a la columna. Asegúrese de drenar el condensado de las cajas de las bombas centrífugas y de vapor alineadas. Cuando salga producto proceda a cerrarlas.

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4.1.11 Inyección de Vapor Despojante a C-1 Cuando la temperatura de salida del F-1 indique 400ºF, empiece a purgar la línea de vapor despojante, y sólo cuando se tenga seguridad que es un vapor completamente seco, alinear desde el controlador FIC-12 (pantalla de control UDP) el vapor despojante a los fondos de la columna. Inicie la inyección con un flujo de 300 lb/hr. El flujo en Lb/hr estará indicado en el FT-12. Ponga el controlador en automático tan pronto su indicación sea estable, con una relación Lb/Bbl proporcionada por el Ingº de Turno. Cuando ingresa el vapor despojante a los fondos de la columna se observa inmediatamente un incremento en la temperatura de tope al incrementar las presiones parciales de los hidrocarburos y favoreciendo el fraccionamiento. En este momento es conveniente chequear que el aerorefrigrante E-6/15 esté en servicio para favorecer la condensación de vapores de gasolina que salen del tope de la columna hacia el drum acumulador V-1 y establecer niveles de gasolina y poder reflujar para establecer el control de la temperatura de tope. Inyecte 4.1.12 Niveles de Agotadores Cuando aparezcan niveles de producto en los agotadores respectivos se irán poniendo en servicio las bombas respectivas previo drenaje de condensado en los spitch de las carcasas. El solvente, kerosene y el diesel se alinearán inicialmente al tanque slop (Tanque 4) para desplazar el agua remanente del sistema. 4.1.13 Bombas de Reflujo de tope y medio a.

Cuando se tenga nivel en el acumulador de reflujo V-1, arranque la bomba de reflujo P-3/P-3 A/P-3B. Es práctica operativa alinear gasolina primaria de tanques de almacenamiento hacia el V-1 por gravedad ó por bomba, para asegurar el inventario que permita facilitar el control de la temperatura de tope durante el arranque.

b.

Manualmente ajuste el flujo por la válvula de control TIC-2 (pantalla de control UDP) hasta que la temperatura de tope llegue a las condiciones normales de operación. Luego ponga en servicio el controlador TIC-2 en automático, a un set point inicial de 220ºF. Verifique el alineamiento de líneas y use el sistema que permite el reflujo y producción de la salida del E9.

c.

Una vez alcanzado nivel de diesel en el stripper C-5, poner en servicio las bombas de reflujo medio P-8/8A para mantener el perfil térmico de la columna. Regule el flujo vía el controlador FIC-13 (pantalla Prod_UDP).

4.1.14 Niveles de acumuladores V-1 y V-2 Cuando se ha establecido un nivel de agua en la pierna del acumulador poner en operación los controladores de nivel LC-4 y LC-6 (actualmente fuera de servicio). Así

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mismo poner en servicio el controlador de nivel de gasolina del V-1 (LIC-5). El nivel de gasolina del V-2 es transferido manualmente vía P-4A a pool de gasolinas. 4.1.15 Agotador de Solvente C-5 a.

Alinee el controlador de nivel LIC-10 (pantalla de control UDP) para establecer el nivel deseado en el stripper (50%).

b.

Purgue el condensado de la línea de vapor despojante hasta obtener vapor seco y abra la válvula para su alineamiento. Regule el flujo en función al punto de inflamación e iniciales del producto. Observe su indicación de Lb/hr en el FT-21 (pantalla UDP).

c.

Poner en servicio la bomba P-5 y ajuste el flujo de solvente con FIC-20 (pantalla Prod_UDP) para mantener la calidad del producto y el nivel del stripper.

d.

Ponga en servicio el aerorefrigerante E-8 para enfriar el solvente a tanques.

e.

Alinee el solvente inicialmente al tanque slop. Cuando el producto está en especificación se alinea a su tanque 11,35 a través del decantador y filtro de sal D-123 y D-124 respectivamente.

4.1.16 Agotador de Kerosene C-2 a.

Alinee el controlador de nivel LIC-3 (pantalla de control UDP) para establecer el nivel deseado en el stripper (50%).

b.

Purgue el condensado de la línea de vapor despojante y abra la válvula para su alineación. Regule el flujo en función al punto de inflamación e iniciales del producto. El flujo de vapor se observará en el FT- 15 de la pantalla UDP.

c.

Poner en servicio la bomba P-7B/P6/P-8 y ajuste el flujo de kerosene con FIC-16 (pantalla de control Prod_UDP) para mantener la calidad del kerosene y el nivel del stripper.

d.

Ponga en servicio el aerorefrigerante E-7 para enfriar el kerosene que va a tanques.

e.

Alinee el Kerosene inicialmente al tanque slop. Cuando el producto está en especificación se alinea a su tanque 12,19.

4.1.17 Agotador de Diesel C-3 a.

Prepare el controlador de nivel LIC-2 (pantalla de control UDP) para establecer el nivel deseado en el stripper (50%).

b.

Purgar el condensado de la línea de vapor despojante hasta obtener vapor seco y abra la válvula para su alineación. Regule el flujo en función al punto de inflamación e iniciales del producto.

c.

Poner en servicio la bomba P-10/P-7 B y ajuste el flujo de diesel con el instrumento FIC-1314 (pantalla de control Prod_UDP) para mantener el nivel

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del stripper. d.

Ponga en servicio el aerorefrigerante E-10 para enfriar el diesel que va a tanques.

e.

Alinee el diesel inicialmente al tanque slop. Cuando el producto está en especificación se alinea a su tanque de producción 15 ó 20 a través del decantador y filtro de sal D-122, D-120 respectivamente.

4.1.18 Inhibidores Luego de tener la planta en servicio y estable proceder a preparar producto químico (inhibidores de corrosión), y proceder a su inyección de acuerdo a las recomendaciones de Ingº de Procesos. Actualmente se usa amina fílmica y amina neutralizante. 4.1.19 Fondos de la columna a.

El circuito de fondos de primaria que va hacia e. F-2 y C-6 es evacuado con las bombas P-19/19 A con control de nivel de columna LIC-1104 (pantalla de control UDV). El flujo de fondos que sale a tanques es registrado en el FT122 (pantalla de control Prod_UDV).

b.

Durante el procedimiento de arranque observe constantemente la temperatura de salida de fondos en el TE-55 y TE 29. Cuando esta temperatura sea mayor a 200 ºF ponga en servicio el ventilador E-14 para enfriar el producto que va al tanque slop.

c.

Cuando la temperatura de los fondos de la columna C-1 esté en el orden de 500 ºF se podrá alinear el producto de fondos al tanque de residuales, tomando todas las precauciones del caso para evitar remanentes de condensado de las líneas de producción de fondos. En estas coordinaciones debe participar directamente el Ingº de turno con los Operadores de Planta y de Movimiento de productos.

4.1.20 Aumento de carga a la Destilación Primaria Cuando se obtenga la temperatura de salida del horno F-1 que ha sido especificada (en el orden de 610 a 650 ºF) y la Planta alcance condiciones de operación estables, se procederá a incrementar el flujo de alimentación gradualmente (en incrementos de 10 gpm a intervalos de 5 minutos) hasta llegar al volumen de carga indicado. Regule las variables de operación como reflujos y extracciones para los nuevos regímenes de carga. 4.1.21 Muestreo a.

Chequee visualmente muestras de todas las líneas de producción durante el arranque de Planta y envíe las muestras respectivas al laboratorio.

b.

Ajuste las variables de operación en función a resultados para obtener los productos dentro de la especificación indicada.

c.

Cuando los productos están en especificación, alíneelos a su tanque de

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producción respectivo. d.

Estabilizada la unidad el envío de muestras al laboratorio se realizará de acuerdo al programa de muestreo existente.

4.1.22 Integración con el arranque de la UDV. Una vez que la Unidad de Destilación Primaria está estabilizada, y la Unidad de Destilación al Vacío opera como tubo (los fondos de primaria van a la UDV y de allí son bombeado con control de nivel a tanques), se empalman las actividades para arrancar la UDV para lo cual se realizan secuencialmente las actividades siguientes: a.

Preparación preliminar de acuerdo al punto 4.2.1

b.

Puesta en servicio del horno F-2 según los lineamientos del punto 4.2.2 y teniendo en cuenta que por estar el horno caliente debido a que circula por los tubos crudo reducido caliente es posible realizar el encendido de 2 quemadores en el primer encendido y luego continuar respetando el incremento de 150 ºF por hora.

c.

Incrementar vapor al eyector hasta su apertura manual al 100%. Verifique su lectura en el PIC-1101 y PT-1202 (pantallas de control Prod_UDV).

d.

Cuando la temperatura de salida de F-2 alcance el 450ºF, proceder a inyectar vapor despojante a C-6 vía FIC-1407 en manual (unos 300 lbs/hr). El flujo en lb/hr se observa en el FT-1407 de la pantalla UDV.

e.

El efecto inmediato del vapor despojante es el incremento de la temperatura de tope de la UDV, por lo cual es necesario drenar exhaustivamente el condensado de la línea de reflujo de GOL. Con la salida de GOL cerrada en el controlador FIC-1105 (pantalla de control Prod_UDV), proceder a lanzar la bomba P-16 a reflujo total.

f.

Verificar en el controlador de temperatura de tope de UDV, TIC-1102 la apertura de la válvula de reflujo a fin de ir regulando la temperatura de tope, hasta ponerlo en automático con control de temperatura (set aprox. 250ºF). En el caso arranques, cualquier incremento excesivo de la temperatura de tope de la UDV se maneja poniendo gasóleo frío de la P-7 a la succión de la bomba de GOL ó diesel primario de producción.

g.

A medida que aparece nivel en el V-4 de Nafta y Agua, arrancar las bombas P-15 y P-18

h.

Lavar las líneas de gasóleo al tanque Slop para desplazar cualquier contenido de agua.

i.

Cuando se haya establecido el control de la temperatura de tope, alinear la producción de gasóleo liviano vía FIC-1105 (pantalla de control Prod_UDV) a su tanque previo chequeo de su color.

j.

Drenar exhaustivamente la línea de reflujo de GOP y luego proceder a lanzar la bomba P-16-B. Establezca un flujo mínimo de reflujo a la Columna.

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k.

Continuar elevando la temperatura de salida del F-2 desde la sala de control con el TIC-1103 (pantalla de control horno_F2) en control manual.

l.

Ponga el control de presión de la UDV, PIC-1101 (pantalla de control Prod_UDV) en control automático para 3 pisa.

m.

Ponga en automático el TIC-1102 y mantener la temperatura de tope en 240 ºF.

n.

Luego de purgar en los spitchs de la válvula de control de Gasóleo pesado a tanques, alinear salida de GOP primero hacia el tanque slop y luego a su tanque.

o.

Elevar la temperatura del F-2 hasta alcanzar sus valores de operación normales de acuerdo a la corrida de operación programada.

4.1.23 Incremento de carga total a la Unidad Cuando la UDP y UDV hayan alcanzado sus condiciones normales de operación (temperaturas de salida de hornos F1/F2, temperaturas de tope, reflujos, flujos de productos a tanques), se procederá a incrementar el flujo de alimentación a las bombas de carga gradualmente (en incrementos de 10 gpm a intervalos de 5 minutos) hasta llegar al volumen de carga indicado. Regule las variables de operación como reflujos y extracciones para los nuevos regímenes de carga.

4.2

Arranque de la Unidad de Destilación al Vacío Independiente Para el caso de C-6, luego de purgar el condensado de la línea de vapor a los fondos de la columna hasta obtener vapor seco, ponga en servicio la válvula de vapor despojante FIC1407 (pantalla de control UDV), colocando en manual el controlador FIC-1407 y abriendo la válvula automática gradualmente. En el FT-1407 se registrará el flujo en Lb/hr de vapor inyectado a la columna. Una vez estabilizada la Unidad de destilación Primaria con UDV como tubo, proceda con sus maniobras de arranque. 4.2.1 Preparación Preliminar a.

Chequee el alineamiento del sistema de vapor al eyector.

b.

Chequear que los platos y bridas ciegas colocados se hayan removido según se necesite.

c.

Chequear que todos los venteos y drenajes estén cerrados y que los tapones se encuentren en su lugar. Asegurarse que se haya eliminado el condensado remanente en los puntos de drenaje de líneas de GOL y GOP, con especial énfasis en las líneas de reflujo de tope y medio por el riesgo de introducir agua a la columna.

d.

Abrir todas las válvulas que bloquean a los vasos de nivel, controladores de nivel, alarmas, etc., en general a todos los instrumentos que hayan sido bloqueados.

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e.

Chequee que las bombas P-16/16 A/16B (Gasóleo Liviano y gasóleo pesado), P-19/19A (fondos de C-6), P-18 (agua del V-4) y P-15 /P-4 A (Nafta de Vacío) tengan el nivel adecuado de aceite, y verificar la suavidad de giro del eje de las bombas centrífugas.

f.

Poner el agua de enfriamiento a las bombas que lo requieran.

g.

Chequear que todos los interruptores eléctricos de los equipos que van a usarse estén en posición de operación.

h.

Chequear que el sistema de venas de calentamiento esté operando, así también verificar el funcionamiento de las trampas de vapor respectivas, con énfasis especial en las líneas de asfaltos.

i.

Llenar el tanque de amina fílmica y neutralizante a inyectar.

j.

Chequear que todos los instrumentos estén en condiciones de operar correctamente, verificando en los controladores de las pantallas UDV, Horno F2, Prod_UDV que los lazos de control estén listos para operar.

k.

Chequear que todos los quemadores estén limpios y listos para usar, con las mangueras flexibles de vapor y combustible conectadas. Verificar que haya disponibilidad de una antorcha para encender el horno.

l.

Chequear que el equipo Contra Incendio esté en su lugar y en condiciones de operar inmediatamente.

m.

Chequear que la unidad esté limpia, sin tierra, aceite derramado, etc. Retirar todo equipo o material que no corresponda a la Unidad.

n.

Abra la línea del eyector a la atmósfera para evacuar el vapor de salida del eyector a la atmósfera.

o.

Aliste la línea de gasóleo de la P-7 para arranques de emergencia.

p.

Aliste líneas al tanque Slop.

q.

Revise el alineamiento de las líneas de nafta de vacío, gasóleo liviano, gasóleo pesado, diesel, residuo y asfaltos.

r.

Comenzar a recircular el combustible al F-2 controlando una presión de retorno de 220 a 240 psig 2 horas antes del encendido del horno F-2.

s.

Verificar el alineamiento de los instrumentos que miden el vacío.

t.

Luego de purgar el condensado de la línea de vapor al eyector, alinearlo a través del mismo para hacer vacío.

4.2.2 Puesta en servicio del Horno F-2 Antes de encender los quemadores del Horno F-2, púrguelo de acuerdo al siguiente procedimiento:

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a.

Abra todas las ventanas de aire primario y secundario.

b.

Conecte los quemadores a cada línea de combustible verificando su correcta posición y acomodo de empaques. Previamente deberán purgarse las líneas de combustible de los quemadores en un recipiente.

c.

Abra 50% el by-pass de 3/4" que está en la válvula diferencial de vapor dPIC-1304 y purgue con vapor los quemadores por el lado atomizante y en el lado del vapor de limpieza del quemador, de modo que salga vapor seco y libre de condensado por los quemadores. Cierre las válvulas de purga de vapor al quemador. Con el vapor compruebe que no haya pérdidas en las conexiones al quemador. Realice los ajustes ó cambios de empaques necesarios

d.

Chequear la posición de la válvula solenoide a fin de verificar que la SCV105 esté en posición abierta para permitir el encendido del horno.

4.2.3 Encendido del Horno a.

Ponga el controlador TIC-1103 (pantalla Horno_F2) en posición manual y abrirlo en 50%.

b.

Regule la presión de retorno de combustible a 220 psig.

c.

Cierre la válvula de vapor de limpieza del quemador. Esta válvula debe permanecer siempre cerrada cuando el quemador está en servicio.

d.

Abra la válvula de vapor de atomización en manual en el controlador DPIC1304 (pantalla Horno_F2) de tal manera que se observe un pequeño spray de vapor en la boquilla del quemador.

e.

Cierre las entradas de aire secundario de todos los quemadores y abra la entrada de aire primario del quemador a encender, para evitar que por tiro de aire se apague la antorcha que encenderá el quemador.

f.

Por la ventana de aire secundario, que permita colocar la antorcha de encendido a la altura de la boquilla del quemador a encender, introduzca la antorcha encendida.

g.

Abrir gradualmente la válvula de combustible hasta que se encienda el quemador, luego regule el combustible y el vapor atomizante hasta obtener una llama limpia y de color amarillo suave. Abra totalmente el aire primario y ajuste de ser necesario el aire secundario.

h.

Si es que el combustible no encendiese, cierre la válvula de combustible y proceda a purgar con vapor el horno. Luego repita el procedimiento utilizando la antorcha.

i.

Si hubiera goteo de combustible use mas vapor de atomización. Excesiva cantidad de vapor ocasionará que la llama empiece a pulsar. La presión de vapor en el quemador debe ser de 20 psig mayor que la de combustible.

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j.

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Regular el controlador TIC-1103 en manual para obtener una llama estable lo más pequeña posible en el horno F-2. Verifique en la pantalla Horno_F2 el incremento gradual de temperatura de salida del horno.

4.2.4 Incremento de carga a la UDV a.

Continuar incrementando temperatura en el horno F2 a razón de 150ºF/hora, encendiendo gradualmente los demás quemadores, y controlando la operación en el TIC-1103 (pantalla de control Horno_F2).

b.

Incremente vapor al eyector hasta su apertura manual al 100%. Verifique su lectura en el PIC-1101 y PT-1202 (pantallas de control Prod_UDV).

c.

Cuando la temperatura de salida de F-2 alcance los 450ºF, proceder a inyectar vapor despojante a C-6 vía FIC-1407 en manual (unos 300 lbs/hr). El flujo en lb/hr se observa en el FT-1407 de la pantalla UDV.

d.

El efecto inmediato del vapor despojante es el incremento de la temperatura de tope de la UDV, por lo cual es necesario drenar exhaustivamente el condensado de la línea de reflujo de GOL. Con la salida de GOL cerrada en el controlador FIC-1105 (pantalla de control Prod_UDV), proceder a lanzar la bomba P-16 a reflujo total.

e.

Verificar en el controlador de temperatura de tope de UDV, TIC-1102 la apertura de la válvula de reflujo a fin de ir regulando la temperatura de tope, hasta ponerlo en automático con control de temperatura (set aprox. 250ºF). En el caso arranques, cualquier incremento excesivo de la temperatura de tope de la UDV se maneja poniendo gasóleo frío de la P-7 a la succión de la bomba de GOL ó diesel primario de producción.

f.

A medida que aparece nivel en el V-4 de Nafta y Agua, arrancar las bombas P-15 y P-18

g.

Lavar las líneas de gasóleo al tanque Slop para desplazar cualquier contenido de agua.

h.

Cuando se haya establecido el control de la temperatura de tope, alinear la producción de gasóleo liviano vía FIC-1105 (pantalla de control Prod_UDV) a su tanque previo chequeo de su color.

i.

Drenar exhaustivamente la línea de reflujo de GOP y luego proceder a lanzar la bomba P-16-B. Establezca un flujo mínimo de reflujo a la Columna.

j.

Continuar elevando la temperatura de salida del F-2 desde la sala de control con el TIC-1103 (pantalla de control horno_F2) en control manual.

k.

Ponga el control de presión de la UDV, PIC-1101 (pantalla de control Prod_UDV) en control automático para 3 psia.

l.

Ponga en automático el TIC-1102 y mantener la temperatura de tope en 240 ºF.

m.

Luego de purgar en los spitchs de la válvula de control de Gasóleo pesado a

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tanques, alinear salida de GOP primero hacia el tanque slop y luego a su tanque. n.

Elevar la temperatura del F-2 hasta alcanzar sus valores de operación normales de acuerdo a la corrida de operación programada.

o.

Subir la carga lentamente, aumentando proporcionalmente las extracciones de gasóleo liviano y pesado y reflujo de gasóleo pesado según la carga requerida.

p.

Cuando la unidad esté operando normalmente, chequear la penetración del asfalto. Si está por encima del rango superior (liviano), aumentar la producción de gasóleo pesado vía el FIC-1106, y si está por debajo del rango inferior (pesada) reducir la extracción. Hay otras acciones operativas que permiten alcanzar las especificaciones del producto y se detallan en el capítulo VI.

q.

Cuando el asfalto esté en especificación, mandarlo a su tanque.

r.

Inyecte la amina fílmica y amina neutralizante requerida para el control de la corrosión.

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CAPITULO V PROCEDIMIENTOS DE PARADA DE LAS UNIDADES DE DESTILACION 5.1 Unidades de Destilación Primaria y Vacío integradas. a. Previamente a las maniobras de parada el Operador de Planta recibirá instrucciones del Ingeniero de Turno sobre: • • • • • •

La hora de inicio de parada de planta. Qué partes del sistema serán drenados y vaporizados. Disponibilidad de gasóleo ó diesel para el lavado interno de los circuitos y equipos previos a la vaporización. Ponga en servicio la bomba P-7 alineada con gasóleo ó diesel recirculando. Si se requerirá sacar fuera de servicio las estaciones de control Foxboro. El volumen y corte de agua del tanque Slop. Cualquier instrucción especial que se requiera conocer.

Es preferible realizar las maniobras de parada de planta estando en operación residual por las condiciones menos severas de operación y el producto más liviano manejado en los fondos de ambas unidades comparado con la operación asfaltos. Asumiremos para este procedimiento que la Unidad opera en producción de Asfaltos. b. Desactive las seguridades de los hornos F-1 y F-2 de acuerdo al procedimiento establecido. c. Proceda a bajar la severidad de los hornos F-1 y F-2. Temp. de salida de F-1 a 600 ºF (TIC-1 en pantalla de control Horno_F1) y Temp. salida de F-2 a 640 ºF (TIC-1103 en pantalla de control Horno_F2). d. Reduzca la carga gradualmente a la unidad a un régimen de 2,000 BPH ó según lo indicado por el Ingeniero de Turno (hasta un máximo de 3,500 BPH) para evitar cambios demasiado bruscos de temperatura (control de carga a la unidad, pantalla de control P_Crudo). Disminuya proporcionalmente los cortes laterales y los reflujos. Chequee las temperaturas de salida de los hornos. Verifique en la pantalla de control P_Crudo en los transmisores PT-15 y PT-1201, la presión de los circuitos de crudo cuyo valor no debe exceder los 330 psig. para proteger a los intercambiadores de calor y evitar problemas de soplado de empaques ó apertura de las válvulas de seguridad de los circuitos de crudo. e. Proceda a apagar quemadores según la necesidad de continuar bajando la temperatura de salida de los hornos. f.

Pare las bombas de inyección de productos químicos al tope de las columnas de destilación C-1 y C-6.

g. En el caso de la Unidad de Vacío proceda a cerrar las extracciones de gasóleo liviano y pesado a tanques (FIC-1105 y FIC-1106 para mantener operando las bombas P-16 y P16B con reflujo de tope y medio únicamente). El propósito de esta maniobra es alivianar los fondos de la columna C-6. h. Disminuya el vapor despojante a los fondos de las columnas C-1 y C-6 a niveles de 400

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lbs/hr (instrumentos FIC-12 y FIC-1407 en pantallas de control UDP y UDV). Disminuya gradualmente el vapor despojante a los strippers. i.

Proceder a cambiar el flushing de los vasitos de nivel de fondos de las columnas C-1 y C6 así como los de las bombas por gasóleo ó diesel de la P-7 haciendo las respectivas maniobras de alineamiento. Es importante mantener el control de los fondos en toda maniobra de parada.

j.

Continúe bajando la temperatura de salida de los hornos a razón de 150 ºF por hora

k. Cuando la temperatura de salida de F-1 esté en el orden de 450 ºF y la carga a la unidad en aproximadamente 4,000 Bls., alinee los fondos de UDV hacia el tanque Slop, tomando la precaución de que la temperatura de salida del aerorefrigerante E-14 indique menos de 200 ºF. Alinee todos los cortes laterales al tanque slop (Gasolina, solvente, kerosene y diesel). l.

Cuando la temperatura de salida del horno F-1 sea del orden de los 300 ºF aproximadamente, proceda a apagar ambos hornos de acuerdo al siguiente procedimiento: • • • • • •

Bloquee el combustible a los quemadores encendidos. Purgue con vapor de limpieza de 10 psig la boquilla del quemador. Cierre las válvulas de bloqueo de la TIC-1 A. Cierre las válvulas de vapor atomizante a los quemadores. Cierre las válvulas de bloqueo de la válvula diferencial vapor/oil. Controle la presión de retorno de combustible en el PIC-108. Coordine con el Operador de SSII el momento de parar las bombas de combustible P-111 A ó su suplente P-120.

m. Continúe circulando crudo después de apagar totalmente los hornos hasta que la temperatura de entrada a C-1 sea del orden de los 280ºF, luego proceder a parar la bomba de carga. n. Tan pronto se corte la carga de alimentación, circule gasóleo ó diesel a través de todo el sistema, circuitos de crudo Nº 1 y Nº2, líneas de reflujo a C-6 a través de la succión de las bombas P-16, P-16 A, P-16b, línea “la hamaca” de crudo reducido hacia el F-2, succión de bombas de fondos de UDV P-19, P-19 A hacia los E-35 y al tanque slop. o. Verifique que los spitch de los muestreadores de asfaltos estén cerrados para realizar un buen desplazamiento con el gasóleo ó diesel. Cuando en el tomamuestras de asfaltos se obtiene producto liviano, se habrá culminado la limpieza. p. Abra el by-pass de la PIC-1 en el drum de gasolina liviana V-2 para mantener una presión baja en la UDP. q. Cierre las válvulas de bloqueo de todos las LIC de los strippers: LIC-2. LIC-3 y LIC-10 (Diesel, kerosene y solvente). Evacúe todo el producto de los strippers hacia el tanque slop. r. Asegúrese de by-pasear los sistemas de tratamiento y drenar los drums de tratamiento, coalescedores, filtros de sal y filtros de carbón activado. Es el caso de los C-4, V-3, D-125 (gasolina), D-123, D-126,D-127, D-124 (solvente), D-122, D-120 (diesel) para el caso de una parada total para inspección general.

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s. Continúe evacuando el producto de los strippers y de los fondos de las columnas, cuando los niveles indiquen 0% y las bombas empiecen a cavitar, proceda a pararlas. En el caso de las bombas de fondos de UDV proceda a lavarlas con diesel para que se mantengan suaves a la rotación para su próximo arranque. t.

Continúe monitoreando las temperaturas de salida del horno, de tope de las columnas, y cuando observe que las válvulas de reflujo están cerradas en control automático, proceda a parar las bombas de reflujo P-3, P-3 B en el caso de UDP y P-16 en el caso de UDV.

u. Proceda a parar los ventiladores E-6/15, E-32, E-34, E-14. Verifique que en el manifold las salidas de productos estén bloqueados así como las llegadas de crudo. Puntos de vaporización de Unidades • • • • •

Vapor de 100 psig. a los Strippers C-2, C-3, C-5 Vapor de 100 psig. a las columnas C-1, C-6 Vapor de 200 psig. a líneas de crudo en el manifold, mediante conexión de la red de 200 psig. Vapor de 200 psig a los tubos del horno F-2. Otros puntos de vaporización dependiendo del trabajo específico a realizar

v. Inicie la etapa de vaporización incrementando el vapor a los strippers y fondo de la columna, inicialmente con 1,000 lbs/hr totales en C-1 y 500 lbs/hr en C-6, luego de 1 hora incremente gradualmente a 2,200 lbs/hr en primaria y 1,000 lbs/hr en la UDV. Abra los venteos/purgas de los equipos C-1, C-2, C-3, C-5,C-6, drenajes de V-1, V-2, V-4 para evacuar los vapores de hidrocarburos por los venteos y el hidrocarburo remanente hacia el sistema de drenaje industrial. Vaporice por 12 horas como mínimo. w. Cuando se observe vapor por los venteos de columnas, proceda a cerrarlos al mínimo para forzar la vaporización hacia el V-1 y V-2 y hacia las bombas. El vapor saldrá por los drenajes de los V-1, V-2. V-4. Abra las LIC-2, LIC-3, LIC-10 inclusive sus bypass para que el vapor desplace a los hidrocarburos hacia la succión de las bombas de productos y reflujos tanto en C-1 como en C-6. Puntos de Drenaje • • • •

Spitchs de Intercambiadores del circuito Nº1 y Nº2 lado crudo y producto. Drenajes de V-1 y V-2 (lado agua al drenaje industrial) Spitchs de carcasa de bombas de UDP/UDV. Spitchs de válvulas automáticas gasolina (LIC-5 y TIC-2), solvente (FIC-20), kerosene (FIC-16), diesel (FIC-1314), Gasóleo liviano (TIC-1102, FIC-1105), Gasóleo pesado (TIC103, FIC-1106). • Drenajes de fondos de columna C-1 y C-6 • Drenajes de V-4. • Drenajes de coalescedores, filtros de sal, filtros de soda, agua y carbón activado. Apertura de manholes y enfriamiento

x. Cumplido el tiempo de vaporización, reduzca el rate de vaporización al mínimo, para procede a la apertura de los manholes de C-1 y C-6. Previamente proceda a retirar alternadamente 1 perno de los manholes a abrir. Posteriormente afloje todos los pernos

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y abra ligeramente primero el manhole superior, donde verificará la salida de vapor de agua hacia la atmósfera. y. Proceda a abrir a continuación un manhole de la parte inferior de C-1 ó C-6. Mantenga mínima abertura inicialmente y luego de ½ hora proceda a abrirlos completamente, para permitir el enfriamiento de la columna. Proceda a abrir los demás manholes. Instalación de Platos ciegos Proceda con la instalación de platos ciegos de acuerdo a la siguiente relación: LINEA Línea de Boscan Residuales de E-14 Gasolina a tanques Crudo circuito 1 a UDP Diesel a tanques Kerosene a tanques Solvente a tanques Solvente 3 a tanques Residual Cons. Int. Estación 1 Inyección P-7 Retorno combustible a caldero Combustible a hornos Crudo circuito 2 a UDP Producción GOP a tanques Producción Asfalto a Tanques 5.2

Diám. (pulg) 6 4 Voltear plato en Voltear plato en Voltear plato en Voltear plato en 2 2 Voltear plato en 1-1/2 1 Voltear plato en Voltear plato en Voltear plato en Voltear plato en

8 8 8 8

8

8 8 8 8

Hora colocación Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno Indicac. Ingº Turno

Unidad de Destilación Primaria independiente. a. Reduzca la carga de alimentación de crudo aproximadamente a 2,000 BPD y en forma lenta mediante las FIC-1 y FIC-1107 (pantalla de control P_Crudo), según las indicaciones del Ingeniero de Turno. Tomar las precauciones para evitar que con la disminución de carga a la Unidad, se presionen los circuitos de Crudo. b. Reduzca los flujos de los cortes laterales y reflujos proporcionalmente al flujo de carga. Observe atentamente la temperatura de salida del horno F-1 en el TIC-1 A (pantalla de control Horno_F1) y controlar que no incremente. De ser necesario pasar el controlador a manual. Observe la presión de retorno de combustible a fin de mantenerla en el rango de 260-290 psig. c. Chequear que las válvulas de las líneas al tanque slop (Tanque 4) estén abiertos. d. Después de reducir la carga de crudo y mantener el nivel en C-1, enviar los productos fuera de especificación al Tanque 4. e. Corte la dosificación de Aminas neutralizante y fílmica. Pare la bomba de inyección. f. Comience a bajar la temperatura de salida del horno F-1 a razón de 150 F por hora hasta que la temperatura alcance los 300ºF. g. Abra el by-pass de la PIC-1 en el acumulador V-2.

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h. Cuando las llamas de los quemadores son pequeñas apagar un quemador. i. Continuar bajando la temperatura del crudo hasta apagar totalmente los quemadores del horno. Limpie los quemadores de acuerdo a: • Cierre las válvulas de combustible a cada quemador. • Abra la válvula de purga de vapor en cada quemador. Vaporice los quemadores por 10 minutos cada uno. • Cierre las válvulas de bloqueo de la TIC-1 A (pantalla de control horno_F1) • Cierre las válvulas de purga de vapor en cada quemador, así como las válvulas de vapor atomizante. • Cierre las válvulas de bloqueo de la válvula diferencial de vapor dPIC-10. j.

Cuando la temperatura de tope ha bajado al mínimo y la TIC-2 ha cerrado, cierre sus válvulas de bloqueo.

k. Cuando la temperatura de salida del F-1 está en el orden de 350ºF, cierre las válvulas LIC2, LIC-3 y LIC-5. Bombee el solvente, Kerosene y Diesel a tanque Slop. Continúe inyectando vapor despojante a los agotadores. l.

Continuar la circulación del crudo después de apagar totalmente el horno, hasta que la temperatura del crudo a C-1 sea de 280F, luego proceda a inyectar gasóleo ó diesel vía bomba de carga para desplazar el crudo remanente y limpiar el circuito de fondos de la unidad por 1 hora mínimo.

m. Simultáneamente evacuar los fondos de C-1 con las dos bombas de fondos P-9/9A hacia el tanque Slop, y cuando en el spicht del tomamuestra se observa gasóleo, parar la bomba de carga. n. Verifique que no haya producto en las columnas C-1, C-2, C-3, C-5 y evacúelo con sus bombas respectivas hasta que éstas pierdan succión. Pare las bombas. o. Mantenga la inyección de vapor despojante a C-1, C-2, C-3 y C-5. Vaporice por un mínimo de 12 horas cuando se trate de mantenimiento de Planta. p. Abrir los by-pass de los controles de nivel de V-1 (LIC-5) y V-2, en el sistema de mezcla y enviar toda la gasolina al slop (Tanque 4). By-pasee el sistema de tratamiento con soda y el filtro de carbón activado. q. Pare el enfriador principal de la unidad (E-6 a E-15), lo mismo que el enfriador E-11/14 y observe atentamente sus temperaturas. Cualquier incremento por encina de 200 ºF indicará la necesidad de volverlo a poner en servicio. r. Abra todas las purgas de C-1, C-2, C-3, C-5, V-1, y V-2 saque todos los gases de la unidad. s. Limpiar y purgar la línea de reflujo alto, sacar los gases y el agua de vapor que se haya condensado. t.

Una vez que hayan salido todos los gases de C-1, C-2, C-3, C-5, V-1, V-2, cortar todo el

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vapor y dejar todas las purgas abiertas, para que entre aire en la columna y evitar el vacío. u. Proceda a abrir los manholes de acuerdo a indicaciones del punto 6.1 items x e y. v. Si fuera necesario, inyecte agua de Contra Incendio a cada circuito en el manifold para desplazar el producto hacia la columna C-1. Posteriormente este producto es evacuado con las bombas de fondos a tanque Slop. NOTA: Lo más importante de una Parada, es no causar cambios repentinos en las temperaturas y presiones, protegiendo así el equipo de cambios bruscos de temperatura causados por los cambios mencionados.

5.3

Unidad de Destilación al Vacío independiente

Estando operando con Crudo Reducido Este procedimiento se aplica cuando se va a sacar fuera de servicio la UDV, manteniendo la UDP en servicio. a. Reduzca el nivel del V-4 al mínimo. Reduzca el vapor despojante a los fondos de C-6 a 400 lbs/hr. b. Corte la inyección de aminas a C-6. c. Saque el gasóleo liviano del pool de Diesel y alíneelo al gasóleo pesado. Mantenga bajo control el nivel de fondos de la UDV. d. Alinee diesel de C-1 a los vasitos de los controladores de nivel de fondos de C-1 y C-6. e. Reduzca la carga gradualmente a la unidad a un régimen de 2,000 BPH ó según lo indicado por el Ingeniero de Turno (hasta un máximo de 3,500 BPH) para evitar cambios demasiado bruscos de temperatura (control de carga a la unidad, pantalla de control P_Crudo). Disminuya proporcionalmente los cortes laterales y los reflujos. Chequee las temperaturas de salida de los hornos. Verifique en la pantalla de control P_Crudo en los PT-15 y PT-1201 la presión de los circuitos de crudo Nº 1 y Nº 2, cuyo valor no debe exceder los 330 psig. para proteger a los intercambiadores de calor y evitar problemas de soplado de empaques ó apertura de las válvulas de seguridad de los circuitos de crudo. Reduzca proporcionalmente las extracciones productos de la UDP y UDV así como los reflujos de tope y medio de ambas unidades. Tenga en cuenta que cuando se saca totalmente fuera de servicio la UDV, la carga a la Unidad de Destilación Primaria es máximo 6,000 BPD. f.

Reduzca la temperatura de salida del horno F-2 accionando la TIC-1103 (pantalla de control Horno_F2).

g. Cuando ha llegado a una carga de 6,000 BPD en la UDP, la carga a la UDV es de aproximadamente 4,200 BPD. A partir de allí continuar reduciendo la carga hacia la UDV mediante la siguiente maniobra: •

Alinee las válvulas de bloqueo de la LIC-1109 Va (control de nivel de fondos de C-1 directamente a tanques). Proceda a abrirla manualmente accesando al lazo de control de fondos y haciendo click directamente en la válvula para abrirla en modo

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•

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manual. Darle apertura gradualmente hasta ver aparecer flujo en el FT-112 (flujo de fondos de UDP a tanques). Reducir la temperatura de la zona de flash de C-6 a hasta 550 F, disminuyendo la temperatura de salida del horno F-2.

h. Reducir la alimentación de crudo reducido al F-2 a 1000 BPD, abriendo más la LIC-1109 Va. A ese nivel de carga a la UDV, pase el control de nivel de fondos de la columna hacia la LIC-1109 Va, y mantenga ahora la LIC-1109 Vb en posición manual con un flujo de 1000 BPD. i.

Cierre las extracciones de gasóleo liviano y pesado a tanques, y comience a recircular los fondos de UDV con la P-19/P-19 A según el siguiente circuito: C-6
P-19/19 A
E-35 A/B/C
F-2
C-6. Inyecte gasóleo ó diesel vía P-7 a la hamaca para continuar alivianando fondos.

j.

Poner diesel con la P-7 a la succión de la P-16 ó al Horno F-2 para desplazar todo el crudo reducido de C-6. Cuando se verifique que se ha desplazado según muestra del E35 pare la inyección de diesel.

k. Alistar el manifold del sistema de mezcla para operar sin C-6, de acuerdo a las instrucciones. l.

Continúe reduciendo temperaturas en la salida del horno F-2 a 150ºF por hora.

m. Cuando la temperatura de salida del F-2 llegue a 300 ºF proceda a apagar los quemadores del F-2 y continúen recirculando los fondos del C-6 al F-2 hasta que las temperaturas de transferencia y fondos de C-6 bajen a 200 F. n. Verifique en el muestreador de asfaltos del E-35 que haya producto liviano, y pare la recirculación al F-2. o. Succione todo el producto de los fondos de C-6 con la P-19 y evacúelo hacia tanque de residuales. Pare las bombas cuando pierdan succión. Ponga el vapor de 200 psig de emergencia para desplazar todo el producto del F-2. Pare las bombas de reflujo P-16 y P16 B cuando pierdan succión. p. Corte el vapor al eyector. Deje alineados el vapor despojante y el de emergencia hacia al F-2 y C-6. q. Pare el ventilador del E-32 y E-34 r. Succione todo el producto del V-4. s. Drene el petróleo de C-6, bombas, intercambiadores y líneas, vía los drenajes de las carcasas de las bombas de fondos y de residuales. t.

Continúe inyectando vapor, e increméntelo hasta 1,000 lbs/hr a los fondos de la columna C-6 y proceda a abrir los venteos de tope y del V-4. Vaporice por 8 horas mínimo.

u. Cuando por los drenajes no salga aceite, conectar una manguera al sistema contra incendio al drenaje de manifold del TIC-1102. El agua lavará de arriba hacia abajo desplazando todo el producto de los platos de burbujeo. Continuar con el vapor de emergencia y el vapor despojante inyectando 1000 # / Hr. para calentar el agua que está

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lavando el interior de la columna. v. Cuando el agua que se está drenando sale limpia de petróleo, cortar la inyección de agua y vapor. Instale conexiones ciegas de acuerdo a las indicaciones del Ingeniero de turno w. Proceda a abrir los manholes de acuerdo a indicaciones del punto 6.1, items x e y. x. Entregue la Unidad a mantenimiento. Estando operando con Crudo Pesado Este procedimiento es aplicable cuando sólo está operando la Unidad de Vacío con carga directa de tanques (crudo reducido ó base asfáltica) vía la FIC-1107. a. Reduzca la alimentación a 1,500 BPD mediante la FIC-1107. Alinee los fondos de producción de asfaltos a tanque de residuales. Al mismo tiempo reducir la salida del gasóleo liviano y pesado proporcionalmente para mantener la penetración de asfalto. b. Aliviane condiciones de operación en los hornos para condiciones de operación de producción de residuales. c. Disminuya la inyección de vapor despojante al 50% de su valor, mediante la FIC-1407 (pantalla de control UDV). d. Pare la inyección de aminas a C-6. e. Disminuya la alimentación a la Unidad de Vacío a 1000 BPD, y corte la salida de gasóleo liviano y gasóleo pesado a tanques mediante las FIC-1105 y FIC-1106 (pantalla de control Prod_UDV). f.

Reduzca la temperatura de salida del horno a 550 ºF, mediante la TIC-1103 (pantalla de control Horno_F2).

g. Comience a recircular los fondos de UDV con la P-19/P-19 A según el siguiente circuito: C-6
P-19/19 A
E-35 A/B/C
F-2
C-6. Inyecte gasóleo ó diesel vía P-7 a la hamaca para continuar alivianando fondos. h. Disminuya la alimentación a 500 BPD y la temperatura de la zona flash a 350ºF. i.

Inyecte gasóleo ó diesel a la succión de la bomba de carga para desplazar todo el crudo reducido ó base asfáltica de la línea de alimentación.

j.

Inyecte Gasóleo al F-2 ó la P-16. Continuar haciendo esta operación hasta que se haya desplazado todo el Crudo pesado del C-6, y en especial del E-35 y líneas de residuo de vacío.

k. Apague los quemadores del F-2. Continúe recirculando los fondos de C-6 con la P19/19A hasta que su temperatura así como la de transferencia del F-2 sean 200ºF aproximadamente. Pare la bomba de gasóleo liviano y pesado P-16/16B cuando pierdan succión. l.

Pare la recirculación al F-2 y poner vapor de emergencia al F-2 para desplazar el producto.

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m. Succione todo el producto de C-6 usando las bombas de fondos P-19/19A. Cuando pierdan succión pare las bombas. n. Corte el vapor al eyector. Seguir usando el vapor de emergencia y el vapor despojante. Use 1,000 lbs/hr de vapor para la etapa de vaporización. o. Pare el aerorefrigerante E-32 y E-34. p. Vacíe totalmente el V-4 al tanque Slop. q. Drene el petróleo de C-6, bombas, intercambiadores y líneas, vía los drenajes de las carcasas de las bombas de fondos y de residuales r. Continúe usando el vapor despojante teniendo los venteos y drenajes abiertos. Vaporice como mínimo por 8 horas. s. Cuando por los drenajes no salga aceite, conectar una manguera al sistema contra incendio al drenaje de manifold del TIC-1102. El agua lavará de arriba hacia abajo desplazando todo el producto de los platos de burbujeo. Continuar con el vapor de emergencia y el vapor despojante inyectando 1000 # / Hr. para calentar el agua que está lavando el interior de la columna. t.

Cuando el agua que se está drenando sale limpia de petróleo, corte la inyección de vapor y agua.

u. Proceda a abrir los manholes de acuerdo a indicaciones del punto 6.1, items x e y. v. Instale bridas ciegas de acuerdo a las indicaciones del Ingº de Turno.

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CAPITULO VI OPERACION NORMAL En este capítulo se indican los criterios básicos de operación de las Unidades de Proceso (Destilación Primaria y Vacío), incluyendo detalles específicos sobre operación de equipos particulares. En condiciones normales de operación, las labores de los Operadores de Refinería y de Equipos están enmarcadas dentro de los siguientes puntos: 6.1

Chequeo de las condiciones de operación El Operador de Refinería, al recibir el turno del operador saliente debe tener una idea precisa del tipo de operación de la planta, así como de los problemas importantes sucedidos durante el turno anterior. Deberá conocer al detalle el tanque, tipo y calidad de crudo alimentado a la unidad, así como la calidad de los productos producidos, de acuerdo a lo indicado en la relación de tareas básicas del puesto mencionadas en el Capítulo I. Operador de Refinería a. Haciendo uso de las estaciones de control Foxboro AW/WP 51, procede al chequeo rápido de cada una de las pantallas de control observando las condiciones de operación más importantes dentro de las cuales podemos citar: •

Carga a la Unidad, en la pantalla de control P_crudo, item carga total, así como la carga por cada circuito de crudo en los FT-1 y FT-1107.

•

Temperaturas de entrada y salida del crudo del horno F-1, porcentaje de apertura de válvula de combustible al F-1, temperatura de chimenea de F-1, en la pantalla de control Horno F_1.

•

Temperaturas de tope, de platos, niveles de strippers, nivel de fondos, presión de zona flash y de tope, reflujos de tope y medio en la pantalla de control UDP.

•

Temperaturas de entrada y salida del crudo del horno F-2, porcentaje de apertura de válvula de combustible al F-2, temperatura de chimenea de F-2, en la pantalla de control Horno F_2.

•

Temperaturas de tope, de platos, nivel de fondos, presión de zona flash y de tope, reflujos de tope y medio en la pantalla de control UDV.

•

Flujos de productos a tanques en las pantallas de control Prod_UDP y Prod_UDV.

•

Niveles de drums V-1 en la pantalla de control Prod_UDP y del V-4 en la pantalla de control Prod_UDV.

Realizará su vuelta de rutina chequeando equipos principales como: Hornos, bombas de fondos, niveles de columnas, alineamiento de productos, etc. que le permitan visualizar el estado de la operación.

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b. Chequea la calidad de los productos producidos, en coordinación con laboratorio, basado en el envío de muestras rutinarias según programa de muestreo. c. Verifica las alarmas registradas y hace su reconocimiento en cada lazo de control que indique alarma. d. Coordina con el Operador de Equipos las acciones a tomar para el control de las condiciones típicas de operación, como apertura de bypases para controlar los niveles de fondos de las columnas, regulación de bypases para incrementar la carga a las unidades, regulación del bypass de la zona convectiva del horno F-1 al C-1, etc. Operador de Equipos El Operador de Equipos realiza una inspección completa y sistemática de los equipos a su cargo en forma periódica, si es necesario cada hora con el fin de verificar su normal funcionamiento. Ejecuta las acciones bajo su responsabilidad indicadas en el rol de tareas básicas de su puesto mencionado en el Capítulo I. Dentro de su rutina de trabajo se mencionan: a. Verificar en el campo la operación normal de los hornos. b. Chequeo periódico de niveles de campo de las Columnas y Strippers: c. Chequeo de operación de Aerorefrigerantes: d. Verifica y controla drenaje de acumuladores y filtros e. Chequeo rutinario de los equipos rotativos a su cargo f.

Verifica el alineamiento de cada producto en todo su sistema hasta el manifold.

g. Control del pH del V-1 y V-4 h. Chequea la operación de las trampas de vapor. 6.2

Inspección de Hornos y regulación de la combustión en los Hornos. El Operador de Equipos deberá inspeccionar cuidadosamente la operación en el campo de los hornos existentes por lo menos 3 veces por turno y tomar las acciones correctivas del caso, apoyándose en la siguiente guía de solución de problemas: Llama pulsante Indicación del problema.- Se observa cuando hay elevada presión de combustible al horno, y se manifiesta por el patrón de llamas errático y un sonido típico pulsante. Efectos.- Puede traer como consecuencia daños al refractario, quemadores y estructura del horno Solución.- Para solucionar este problema realice las siguientes acciones: • Corte el combustible a un mínimo de 25% de apertura sobre la apertura inicial, ó hasta que el horno tenga el aire suficiente para quemar completamente el combustible. • Incremente el tiro del horno abriendo el damper de la chimenea.Inspeccione

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visualmente si hubo daños de consideración. En caso contrario incremente nuevamente el combustible hasta normalizar su consumo. Llamas lamiendo tubos Indicación del problema.- Se detecta por observación visual de llamas lamiendo tubos en el interior del horno. Efectos.- El tubo tenderá a formar coque, formar puntos calientes y eventualmente se romperá. Solución.• Ajuste las ventanas de aire secundario para asegurar la cantidad de aire adecuada para su combustión • Chequee si el quemador está alineado apropiadamente. • Haga una limpieza del quemador, en búsqueda de posible obstrucción de los orificios de la boquilla.

Retroflama Indicación del problema.- Llamas bajas, saliendo hacia fuera del quemador. El mezclador vapor-combustible muestra apariencia de sufrir recalentamiento. Efectos.- Daña el tazón del quemador por la incidencia de llama. Riesgo de daño físico al operador.

Solución.• Incremente la presión de combustible a los quemadores. • Efectúe una limpieza interna del quemador.

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•

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Intente usar vapor de atomización de mayor presión.

Patrones Irregulares de llama Indicación del Problema.- Observando un quemador se nota un lado de la llama más grande que el otro. Se observa que las llamas de un quemador son más largas que del otro. Efectos.- Operación ineficiente que puede causar puntos calientes dentro del horno. Solución.• Ajuste los dampers de ingreso de aire todos a la misma apertura. • Chequee el tiro para asegurarse de un buen flujo de aire. • Efectúe limpieza de los orificios de salida de la boquilla del quemador. Llamas largas y humeantes Indicación del problema.- Observación visual de llamas largas y humeantes, yendo a la zona convectiva. Efectos.- Combustión ineficiente, no se alcanza la temperatura de salida del horno, depósitos de hollín en la superficie de los tubos. Solución.• Ajuste la presión del vapor de atomización (regule la diferencial). • Limpie la boquilla del quemador • Ajuste el tiro del horno • Regule la distribución de aire en las ventanas. Alta temperatura de Chimenea Indicación del problema.- La temperatura de chimenea continúa subiendo hasta valores por encima del diseño. Efectos.- Disminución de la eficiencia del horno, alto consumo de combustible, y mayores costos de operación. Solución.• • •

Ajuste el exceso de oxígeno. Ajuste el tiro del horno. Realice soplado de hollín de la zona convectiva.

Sobrecalentamiento en la zona convectiva Indicación del problema.- Caída de refractario de las partes del techo, el acero estructural se combea, y los tubos de la zona convectiva se pandean. Efectos.- La unidad debe pararse a causa del sobrecalentemiento del horno. Solución.• •

Abrir el damper de la chimenea para incrementar el tiro de positivo a ligeramente negativo. Si el damper estuviera completamente abierto, entonces disminuya el rate de quemado.

Alto contenido de Oxígeno Indicación del problema.- Alta lectura del analizador de Oxígeno, e incremento en el consumo de combustible. Efectos.- Disminuye la eficiencia de los hornos. Solución.• Chequee que haya tiro adecuado en el horno. • Ajuste los dampers de aire secundario

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Chorreo de quemadores Indicación del problema.- Disminución abrupta de la temperatura de salida del horno, el flujo de combustible incrementa, se observa como “resoplidos” en el horno y humo abundante. Efectos.- La caja de los quemadores se llena con combustible no quemado, puede causar daño severo a la zona convectiva y al refractario, posibilidad de explosión. Solución.• Reduzca inmediatamente el flujo de combustible al mínimo, para proceder a limpiar el quemador que está chorreando. • Bloquee el combustible al quemador que está chorreando así como el vapor de atomización. • Una vez limpio de combustible chorreado, proceda a alinear vapor de limpieza al quemador hasta observar vapor saliendo por la punta del quemador. • Vuelva a poner en servicio el quemador y verifique su operación normal. Alta temperatura de tubos del horno Indicación del problema.- Observación visual de puntos calientes en los tubos del horno, llamas lamiendo tubos. Efectos.- Formación de coque en el interior de los tubos, adicionalmente puede causar falla del tubo, así como acelera la corrosión exterior de los tubos. Solución.• Corrija el alineamiento de los quemadores. • Corrija la distribución de llamas de los 4 quemadors para obtener llamas parejas. Lazo de control de presión diferencial de vapor atomización/combustible al F-1, dPIC-10 Opera con un elemento primario que es el transmisor de presión dPT-10 que mide la diferencia de presión existente entre el vapor de atomización de 100 psig versus la presión de combustible a los quemadores del horno F-1 (dPT-10). Este valor diferencial se muestra en la pantalla de control Horno_F1 en psig. El valor sensado de presión diferencial se compara con el setpoint deseado y el lazo de control abre o cierra la válvula automática de vapor de atomización a los quemadores. El controlador dPIC-10 opera tanto en manual como en automático. Es importante mantener una diferencial mínima de 20 psig (recomendada para quema de residuales) entre el combustible y el vapor atomizante para evitar mala combustión e incremento en el consumo de combustible. La operación de este lazo de control en automático requiere de especial cuidado en la operación de los quemadores (sus boquillas deben estar limpias, los tazones libres de coque, buena presión de combustible a los quemadores, etc) pues de lo contrario, cualquier perturbación que signifique pérdida de diferencial, hará que la válvula automática abra hasta 100% para cumplir su setpoint. Cuando el lazo de control se opera en manual, sólo se trabaja con apertura de la válvula automática de vapor de atomizacíon en posición constante hasta obtener el valor deseado de diferencial en pantalla. El transmisor de presión diferencial tiene alarma por baja presión diferencial seteada en 10 psig. Esta diferencial se mantiene teniendo bajo control la viscosidad del combustible en la punta del quemador, una adecuada presión en el retorno de combustible de los quemadores (rango de 260 a 300 psi), buena limpieza de quemadores y regulación de los mismos, así como buena presión de vapor en la red de 100 psig. Lazo de control de temperatura de salida del horno F-1, TIC-1 A.

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Este lazo opera con la misma lógica de control tanto en el horno F-1 como en el F-2. El elemento primario de control es la termocupla TE-1 que mide la temperatura de salida del horno. Esta señal es enviada al controlador TIC-1 A, el cual compara la señal recibida con el setpoint fijado, y en respuesta envía su señal de apertura o cierre a la válvula de control TCV-1 para regular el flujo de combustible a los quemadores del horno. Este control es uno de los más importantes en la destilación del crudo por lo que es conveniente tener en cuenta lo siguiente: Cuando hay ensuciamiento de las boquillas de uno de los quemadores y/o mala regulación ó formación de coque, la válvula TCV-1 incrementa su apertura a valores entre 75 a 100%, incrementando el fogueo en el horno además del incremento en la temperatura de piel de tubos registrada en los TE-3 y TE-4. Por lo que es importante mantener la rutina de limpieza, regulación y/o cambio de quemadores. Es importante también mantener en todo momento diferencial entre el vapor de atomización de 100 psig y el combustible a los quemadores con una adecuada regulación de presión de retorno de combustible y de flujo en cada quemador individual Cuando no hay buena evacuación de fondos de la Unidad de Vacío (atoro de líneas a tanques o mal alineamiento), la válvula TCV-1 abre gradualmente hasta 100% causada por la pérdida de precalentamiento en el circuito 2 (especialmente en el E-35 A/B). Así mismo cuando se usa el bypass del E-35 A/B para ayudar a evacuar fondos ó desatorar el E-35 ocurre el mismo fenómeno. Por esta razón en este tipo de maniobras se debe tener especial cuidado de observar el funcionamiento del controlador TIC-1-A para proceder a pasarlo a manual y evitar el fogueo excesivo del horno por incremento brusco de su apertura de válvula. El Operador debe dar prioridad a la evacuación de fondos para antes de normalizar el control de la temperatura de salida del horno. En caídas de tensión ó cortes de corriente, pasar inmediatamente las válvulas TCV-1 y dPIC-10 a manual y mantenerlas en 40% la TCV-1 y 80% la dPCV-10 para lograr el encendido del horno inmediatamente al retorno de corriente y puesta en servicio de la bomba de combustible. En estos casos se debe chequear el horno para asegurarse que hayan encendido todos los quemadores. En caso que la corriente demore en retornar, y no pueda encenderse el horno directamente en manual, proceder a cerrar las válvulas de bloqueo de cada quemador y encenderlos uno por vez, de acuerdo a procedimiento establecido. Cuando se tiene precalentamiento por los circuitos de crudo bajos, el controlador TIC-1-A opera con mayor apertura de válvula para compensar el set point deseado, por lo que para garantizar su operación se debe prestar especial atención en mejorar el precalentamiento del crudo. Al igual que todos los lazos de control, nos permite ver en tiempo real en pantalla el regístro de los últimos 12 minutos, y en el histórico las últimas 8 horas, pudiendo retroceder en el tiempo a días anteriores. 6.3

Chequeo del Equipo Mecánico Chequear las condiciones de las bombas, motores y equipo mecánico las veces que sea necesario para mantener bajo control su continuidad operativa (mínimo 2 veces por turno). La inspección incluirá: a. Verificar nivel de ruido, vibración y sobrecalentamiento de motores y bombas. Verifique constantemente los equipos cuyo historial de fallas sea más frecuente,

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como los casos específicos de las bombas de fondos de UDP (P-9, P-9 A y P-9 B), fondos de UDV (P-19, P-19 A), bomba de reflujo de tope de UV (P-16), bomba de evacuación de Nafta de Vacío (P-15), etc. b. Chequear los sellos mecánicos de las bombas eléctricas, así como los prensaestopas de las bombas reciprocantes por pérdida o fuga de producto ó sobrecalentamiento. Ajustar los prensa-estopas con cuidado. Informe inmediatamente en los casos de fugas por sello mecánico y tenga presente la necesidad de poner en servicio la bomba de stand-by para reemplazarla y entregar a mantenimiento la bomba con falla. c. Chequear el flujo de agua de enfriamiento, flushing y vapor al quench de las bombas. •

El flujo de agua de enfriamiento debe ser regulado y no estar al 100 %. Reporte los casos en que el sistema de enfriamiento con agua está obstruído para solicitar su intervención a mantenimiento.

•

El flujo de flushing a las bombas debe ser del producto adecuado. Recuerde que en el caso de la bomba P-8 que hace los servicios de reflujo medio de diesel y de kerosene, se debe cambiar el flushing al sello mecánico cada vez que la bomba cambia de servicio porque puede causar la contaminación del kerosene con diesel (kerosene con PFE pesado).

•

El vapor al quench de los sellos mecánicos de las bombas de fondos debe estar alineado con una presión máxima de 5 a 10 psig. Chequee la operación de su trampa de vapor para que el vapor que ingrese al sello esté libre de condensado.

d. Mantenga el nivel de aceite en los rodajes y en los lubricadores de las bombas, lubricando todas las bombas una vez por turno como rutina, y las veces que sea necesario en los casos comprobados de pérdida de aceite de lubricación. En estos casos reportar y colocar la ODT a mantenimiento para su intervención. e. Chequear la operación de las trampas de vapor e informar si hay alguna que no esté funcionando adecuadamente (vena de calentamiento fría). Chequear las venas de calentamiento de las líneas de los circuitos de fondos de C-6. f.

Operar por lo menos una vez por semana las bombas de stand-by.

6.3.1 Operación y regulación de bombas reciprocantes (accionadas con vapor): Arranque: 1º

Alinear las válvulas de las líneas de succión y descarga, con excepción de la válvula de descarga de la bomba.

2º

Chequee que todas las partes móviles estén lubricadas y que el lubricador opere apropiadamente (en el caso de lubricadores por gravedad a un rate no menor de 1 gota por minuto).

3º

Drene todo el condensado de la bomba, lado vapor para evitar daño a los pistones y cilindros por “golpe de martillo” que ocurre cuando se alinea

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vapor y hay presencia de agua. Abrir los drenajes de los cilindros de vapor, las purgas de las líneas de vapor de entrada y salida a la bomba. Abra completamente la línea de salida de vapor. 4º

Chequee que el manómetro de presión de la bomba esté abierto.

5º

Abra la válvula de descarga de producto.

6º

Caliente la bomba abriendo la válvula de ingreso de vapor de 200 psig.

7º

Incremente el vapor lentamente hasta que toda el agua haya sido eliminada de los cilindros y proceda a cerrar los drenajes. Verifique el funcionamiento del lubricador.

8º

Si no puede obtenerse una buena succión, estrangule la válvula de descarga y purge el aire abriendo los spitchs de producto en la descarga. Evite hacer funcionar la bomba rápidamente para obtener succión.

9º

Regule la carrera de la bomba según lo deseado.

Regulación: 1º

Regule el rate de bombeo manipulando la válvula de ingreso de vapor de 200 psig. a la bomba. No estrangule la válvula de descarga de producto para regular el flujo a menos que la regulación de la manipulación de la válvula de vapor no dé resultados.

2º

Chequee la presión de descarga con frecuencia para detectar excesiva presión. Si la bomba se para, cierre la válvula de vapor de entrada y libere la presión de vapor del sistema.

Parada: 1º

Cierre la válvula de vapor de 200 psig a la bomba; luego cierre la válvula de salida de vapor de 100 psig. y abra los drenajes de vapor.

2º

Cierre las válvulas de succión y descarga lado producto.

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3º

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Cierre las válvulas del lubricador.

6.3.2 Bombas Centrífugas accionadas con motor eléctrico Arranque: 1º

Asegurarse que el nivel de aceite de los cojinetes de la bomba sea el correcto. De ser necesario, rellenarlo ó cambiarlo. En las paradas de planta para inspección general es conveniente cambiar el aceite por la posibilidad de que esté contaminado con agua ó suciedad.

2º

Alinear el agua de enfriamiento a los puntos de refrigeración de la bomba, tales como: enfriamiento del prensa estopa, pedestal de la bomba, rodamientos, conexiones de quench al gland.

3º

Si la bomba tiene sello mecánico, asegúrese que las líneas de sello están abiertas para proveer de la lubricación y enfriamiento adecuados. Si tiene empaque convencional, debe estar abierta la línea de agua de enfriamiento al gland. Alinee el vapor al quench en el caso de las bombas de fondos. En el caso de la puesta en servicio de las bombas de fondos verifique que la bomba está caliente por lo menos 30 minutos previos a su puesta en servicio. Esto se logra con el alineamiento de la línea de calentamiento de las bombas.

4º

Abra la válvula de succión y verifique que la válvula de descarga esté cerrada. Tome en cuenta que arrancar con la válvula de descarga cerrada requiere menor energía que con válvula abierta. En los casos en que la presión contra la tubería de descarga es elevada que origina que la válvula sea difícil de abrir contra presión, abra ligeramente la válvula de descarga antes de arrancar.

5º

Purgue los vapores ó aire de la carcasa de la bomba por medio del drenaje de la carcasa. La presencia de vapores hará cavitar la bomba. Cierre el drenaje tan pronto se observe por el drenaje flujo continuo de líquido.

6º

Verifique manualmente que el eje de la bomba gira con suavidad. Presione el botón de encendido y el de parada para chequear el sentido de giro de la bomba.

7º

Poner en servicio la bomba y permitir que la bomba alcance su velocidad de operación. Si el motor no arrancase chequee el panel eléctrico de la bomba y resetee el arrancador. En caso que la bomba no arranca en 2 ó 3 intentos, ó si arranca y después de un breve período se para no intente volver a arrancarla y solicite la intervención de mecánico y/o electricista.

8º

Si la bomba arrancó, purgue brevemente de nuevo la carcasa de la bomba y proceda a abrir la válvula de descarga. Regule el flujo deseado.

Regulación:

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1º

Cuando la bomba esté en servicio, observe por la tapa superior de la caja de rodamientos que estén lubricados y en funcionamiento.

2º

Chequee que las bocinas estén rotando con el eje. De no ser así solicite a mantenimiento su ajuste correspondiente.

3º

Chequee la temperatura de la caja de rodamientos y por fugas de aceite y/o grasa. Por ningún motivo intente enfriar superficialmente con agua por el riesgo que pasa agua a la caja de cojinetes que puede causar fallas en el rodaje.

4º

Chequee manualmente las vibraciones del equipo y reporte las anomalías detectadas.

5º

Inspeccione el aceite una vez por semana, observando dos aspectos: la presencia de partículas metálicas finas y suciedad ó presencia de agua (aceite emulsionado). Si uno de los dos aspectos es encontrado, cambie el aceite y reporte a mantenimiento para que inspeccionen los rodajes.

Parada: 1º 2º

Cierre la válvula de descarga. Presione el botón de parada.

3º

Cierre el agua de enfriamiento de la caja de cojinetes, gland, etc.

4º

Cierre las válvulas del fluido de flushing de la bomba.

5º

Cierre la válvula de succión y drene el fluido de la carcasa al drenaje.

6.3.3 Cavitación de Bombas Centrífugas. En las unidades de proceso de Refinería Conchán, hay bombas que ocasionalmente tienen problamas de cavitación, por lo que en esos casos particulares analizaremos sus causas, efectos y soluciones. Cavitación de la bomba P-16 (reflujo y producción de gasóleo liviano). Este fenómeno se presenta en los siguientes casos: •

Por pérdida de vacío en la UDV. Esto ocasiona que disminuya el fraccionamiento en la columna, llegando menos producto al plato de extracción.

•

Por excesiva extracción de gasóleo liviano, que disminuirá el nivel del plato de extracción.

Al cavitar la bomba, el reflujo disminuye completamente, incrementando la temperatura de tope de C-6, y sonando señal de alarma en las pantallas de control. En casos extremos de no actuarse a tiempo puede causar incendio en el material aislante del tope de la columna pues la temperatura llega hasta 500 ºF. Solución.-

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•

Disminuya la extracción de gasóleo liviano a 0 gpm, esto se realiza bloqueando en manual el controlador FIC-1105 en la pantalla de control Prod_UDV.

•

Alinee en el campo diesel de C-1 a la succión de la bomba P-16 para el servicio exclusivo de reflujo de tope. Cuando se observa que la temperatura ha bajado hasta su valor normal, y por lo tanto el reflujo ha comenzado a disminuir, corte el diesel a la succión y normalice muy gradualmente la extracción para dar tiempo a que se alcance el equilibrio en la columna.

•

En esta maniobra tenga bajo observación el nivel de diesel del stripper, para que no baje demasiado, pues si dejara sin nivel al stripper de diesel ocasionaría una emergencia en la UDP al cavitar las bombas de reflujo medio de diesel (P-8, P-8 A).

•

Cuando no se disponga de diesel, refluje Gasoléo con la P-7 de tanques. En este caso el Gasóleo Liviano deberá estar alineado al Gasóleo Pesado.

•

Regule la carrera de la P-15 para lograr evacuar el V-4 y conseguir el vacío adecuado en la UDV.

•

Chequeo de obstrucciones en el eyector de Vacío.

Cavitación de la bomba de fondos de UDP P-9 B., (fondos de la UDP). Este fenómeno se presenta en los siguientes casos: •

Principalmente en los procesos de arranque, cuando no se dispone de las bombas P-9 y P-9 A para el arranque inicial, y se debe lanzar la P-9 B sóla para manejar los fondos de la UDP. Como el procedimiento de arranque involucra una primera etapa de recirculación en frío a niveles de carga de 5,000 BPD, por características de diseño de la P-9 B, ésta cavita por ser una bomba que maneja flujos altos, dejando a la succión sin producto muy rápidamente.

•

Variación en la viscosidad de los fondos de la UDP que se observa principalmente en los procesos de arranque, ó en los cambios de crudo de muy pesado a muy liviano.

Esta cavitación ocasiona el incremento de nivel de fondos a la columna C-1, y de no controlarse a tiempo, manchará los productos laterales y puede causar una emergencia de parada de planta. Solución.•

Alinear diesel de la P-7 hacia la succión de las bombas de fondos para suministrar mayor presión en la succión.

•

Restringir temporalmente la descarga de la bomba P-9 B hasta lograr su presión de descarga normal de 300 – 330 psig.

•

Debe tenerse en cuenta asímismo la operación de las bombas P-9/P-9 A en paralelo con la P-9 B, ya que debido a la gran diferencia entre las presiones de descarga de la P-9 B (330 Psig) y P-9, P-9 A (180 psig) se ponen en paralelo después de la válvula de control LIC-1109 B. Esta operación se describe con detalle en el procedimiento de trabajo para puesta en servicio de estas bombas

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en paralelo, que involucra principalmente el cuidado que se debe tener para evitar que una de las dos bombas se quede sin carga..

6.3.4 Operación de las bombas de Carga a la Unidad Lazo de control de Operación de bombas de carga a la Unidad Este lazo de control ha sido especialmente diseñado para que con un mismo transmisor (FT-1305) se maneje la operación de las bombas de carga titulares P-1B o P-1 (eléctrica) o su bomba suplente P-1-A (reciprocante), accionando válvulas de control diferentes. El siguiente esquema muestra el selector de control para operar con una de las bombas, dejando la opción de operar la otra bomba desde el panel en manual con apertura de válvula de control. Lazo de control de Operación de las bombas de carga P-1-A y P-1-B.

FIC-1305

FCV-1305A

Crudo a UDP A / B Selector posición a bomba P-1A ó P-1/P-1B

FCV-1305B

Cambio bomba de carga: Entra en servicio la bomba P-1-A, sale fuera de servicio la bomba P-1-B o P-1 Este procedimiento es usado cuando cuando se desea realizar mantenimiento a la bomba titular, y debe tomarse en cuenta que la prioridad de control durante este cambio es evitar que los tubos del horno se queden sin crudo o que la temperatura de salida del horno F-1 se incremente drásticamente por efecto de la disminución de carga cuando se pone en servicio la bomba P-1 A. El Operador de Refinería tomará las precauciones preliminares del caso (bajar previamente carga a niveles de carga de 6,000 BPD manejados por la bomba P-1 A, verificar la apertura de la válvula de control de combustible al F-1, etc.), y los pasos a seguir son los siguientes: a. Verificar el adecuado alineamiento de válvulas en la succión y desarga de la bomba P-1-A. b. Haga un click con el track ball en el controlador FIC-1305 de la pantalla de control P_CRUDO para obtener en pantalla el selector que controla que bomba está en operación.

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c. Observe que la válvula FCV-1305 A esté en posición manual (color rojo) y haga click en ella para acceder a la caja de control de la válvula y proceda a darle una apertura inicial de 50 %., observando el flujo de crudo en los indicadores FT-1 y FT-1107. Incremente la apertura hasta confirmar que haya flujo. El operador de MPA en el campo confirmará el accionamiento de la bomba de vapor P-1-A. d. Si el punto c se ha cumplido, proceder a parar la bomba centrífuga si se trata de un cambio de bomba. Si es cambio de corriente, continuar con el punto 5. e. Click en el selector de posición para direccionar el control hacia la FCV-1305-A. f.

Click en el controlador FIC-1305 del lazo selector para acceder al controlador FIC-1305-A. Si este controlador está en manual, continuar abriendo la válvula para ir incrementando carga. No se podrá operar en automático hasta que la caja de control de la válvula FCV-1305-A sea pasada a automático.

g. Pasar en la caja de control de la FCV-1305-A a automático. h. Pasar el controlador FIC-1305-A a automático teniendo cuidado de que tenga un setpoint adecuado para evitar que la válvula abra o cierre bruscamente, y proceder a ir incrementando el flujo de crudo gradualmente.hasta normalizar. i.

Al término de la maniobra, verificar la apertura de la válvula FIC-1305-B, la misma que aparecerá en manual (color rojo) y poner su apertura en 0%.

j.

Tener presente en los cortes de corriente que no es conveniente abrir la válvula de control FIC-1305-A bruscamente porque el caldero demorará en llegar a su presión de 200 psi.

k. Chequear las presiones de crudo de los circuitos 1 y 2 para evitar el relevo de las válvulas de seguridad de los circuitos de crudo. Operación del controlador con la bomba eléctrica P-1-B ó P-1. a. Haga un click con el botón izquierdo del trackball en el controlador FIC-1305 de la pantalla P_CRUDO para que se muestre en pantalla el esquema anterior. b. Verificar el la caja de control que el selector de posición A/B muestre la posición B que direccionar el controlador hacia la FCV-1305B. c. Click en el FIC-1305 de la caja de control para abrir el controlador FIC-1305-B, donde se podrá realizar las acciones de control sobre el set point, si el instrumento está en automático, sobre la válvula de control, si el instrumento está en manual, pasar el instrumento de manual a automático, y adicionalmente se puede observar la tendencia del lazo de control gráficamente, apareciendo 12 minutos de registro en tiempo real y 30 minutos en el histórico. Cambio de bomba de carga: Fuera de servicio P-1-A, en servicio P-1-B. a. Esta operación es más sencilla que la anterior porque se tiene a disposición las dos bombas de carga, a menos que falle mecánicamente la bomba reciprocante

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P-1-A. Los pasos a seguir son similares que el caso anterior, y se describen a continuación: b. Haga un click con el botón izquierdo del trackball en el controlador FIC-1305 de la pantalla P_CRUDO para obtener en pantalla el selector de control de presión de crudo. c. Observe que la válvula FCV-1305-B esté en posición manual (color rojo) y haga click en ella para acceder a la caja de control de la válvula y proceda a darle una apertura inicial de 50 %.. Proceda a poner en servicio la bomba P-1-B antes de cambiar el selector a la posición de la válvula FIC-1305B. d. En este momento las dos bombas están en servicio, y se debe chequear en el campo que la bomba P-1-B esté operando normalmente. e. Click en selector de posición para direccionar el control hacia la FIC-1305B. La válvula FCV-1305 A se observará en manual (color rojo). f.

Click en el controlador FIC-1305 del lazo selector para acceder al controlador FIC-1305-B. Si este controlador está en manual, continuar abriendo la válvula para ir incrementando carga. No se podrá operar en automático hasta que la caja de control de la válvula FCV-1305-B sea pasada a automático.

g. Pasar en la caja de control de la FCV-1305-B a automático, haciendo click con el botón izquierdo del trackball en el botón A/M h. Pasar el controlador FIC-1305-B a automático teniendo cuidado de que tenga un setpoint adecuado para evitar que la válvula abra o cierre bruscamente, y proceder a ir incrementando el flujo de crudo gradualmente.hasta normalizar. i.

Al término de la maniobra, verificar la apertura de la válvula FIC-1305-A, la misma que aparecerá en manual (color rojo) y poner su apertura en 0%.

j.

Chequear las presiones de crudo de los circuitos 1 y 2 para evitar el relevo de las válvulas de seguridad de los circuitos de crudo. Estos valores no deben superar los 340 psig.

6.3.5 Lazo de Control de Distribución de carga y set de Mezcla Se ha diseñado un bloque de control de carga a la unidad que permite las siguientes alternativas de operación: a. Operación de la carga a la Unidad en automático. Estando las válvulas de control FIC-1 (circuito 1), FIC-1107 (circuito 2) y FIC115 (circuito 3) en automático, se puede realizar incrementos de carga, asignando únicamente la carga en el bloque de control de la figura anterior (QTOTAL). El bloque de control calculará la carga por cada circuito de acuerdo al % de distribución indicado en cada uno de los bloques de porcentaje de distribución (QCTO1, QCTO2 y QCTO3). Este lazo está activado cuando el botón de manual/automático se visualiza en posición A (automático). b. Operación de la carga a la Unidad en manual.

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Como condición previa el botón de manual/automático debe indicar la posición M (manual). En esta posición el lazo controlador de carga está desactivado y la carga se maneja directamente en cada lazo de control de la respectiva válvula automática de cada circuito de crudo, como por ejemplo FIC-1 para el circuito Nº1, FIC-1107 para el circuito Nº2 y el FIC-115 para el circuito Nº3. Estando desactivado el lazo de control de carga el % de distribución no se cumple y será el calculado por la razón de cada flujo respecto al flujo total. c. Balanceo de las cargas por los circuitos en automático. En este caso, se variarán los porcentajes de flujo que se desea por cada circuito, y el lazo de control calculará los flujos que constituirán el setpoint de cada una de las válvulas de control de flujo a cada circuito. Esta distribución se usa para balancear las temperaturas de crudo de cada circuito llegando al horno F-1 (TE-27 en el caso de la temperatura del circuito Nº1 y TE-259 en el caso del circuito Nº2). CONTROL DE DISTRIBUCION DE CARGA TOTAL

BPD

GPM

Q TOTAL: Q CTO. 1:

%

Q. CTO 2:

%

Q. CTO. 3:

%

A

A/M

SET DE MEZCLA API

%

FT-115 BPD GPM

Base Asfáltica a Mezcla API

%

FT-1305

Carga Real

API bpd

BPD GPM

Crudo a Mezcla A/D Activar/Desactivar

cerrar

d. Operación del set de mezcla. Este lazo de control recientemente implementado, nos permite setear el porcentaje de crudo mezcla procesado en la unidad, para lo cual se ingresarán los porcentajes de mezcla deseados de cada tipo de crudo, por ejemplo 25% para el flujo de Base Asfáltica y 75% para el flujo de Crudo. Asi también debe ingresarse el API actualizado de cada corriente. El lazo de control calculará el setpoint para cada válvula de control (FIC-115 para el caso de Base Asfáltica, y FIC-1305 B para el caso de crudo). Es importante tener en cuenta que la actualización de los API’s del crudo y productos influye en los valores de setpoint calculados para los flujos, pues éstos son compensados versus las condiciones de diseño, y además corregidos a 60ºF. Por lo tanto por ejemplo si se hace un determinado cambio de tanque de crudo y no se actualiza el nuevo API, tendremos una variación en la carga por efecto de no

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haber ingresado el API correcto. e. Cada lazo de control individual de flujo de crudo tiene la siguiente lógica: El elemento primario los constituye la placa de orificio, la cual sensa el flujo y envía su señal al transmisor. El transmisor convierte la señal en electrónica y la trasmite hacia el controlador FIC. En él, se compara el valor son el setpoint y envía de retorno una señal de apertura o cierre de la válvula automática. CONTROLADOR DE FLUJO DE SOLVENTE FIC-20

FIC-20

Solvente del Stripper C-5

FT-20

FCV20

Bomba P-5

6.3.6 Operación de la bomba P-22 como booster de las bombas de carga. Cuando se opera a cargas menores a 10,500 BPD se usan las bombas de carga P1B y P-1 en paralelo. Sin ambargo si se desea mayor carga es necesario poner en servicio la bomba booster P-22, de acuerdo al siguiente procedimiento: a. Verifique la operación normal de las P-1 y P-1 B, y que la línea de succión a la bomba P-22 esté completamente abierta. Purgue el aire de la succión. Si la línea tiene aire hará cavitar a las bombas de carga. b. Abra unos 2 hilos la descarga y la recirculación de la bomba P-22. c. Ponga en servicio la bomba y abra completamente la descarga. Controle la recirculación con el sobrepaso descarga a succión. Una presión de 40 a 60 psig con crudos pesados es la adecuada para cargas del orden de 11,000 a 12,000, mientras que con crudos livianos se opera con 60-90 psig. d. Coordine con el Operador de Refinería que sus flujos de carga estén normales. e. Solicite toma de amperajes a los motores de las bombas P-1 y P-1B para verificar que no excedan el amperaje nominal. 6.4

Operación de Intercambiadores de calor El Operador de Refinería chequeará en las pantallas de control los valores de temperatura de entrada y salida de los intercambiadores de calor de los circuitos de crudo, así como de sus presiones, y regulará las distribuciones de flujos por cada circuito para conseguir el máximo precalentamiento del Crudo. En especial pondrá atención a: a. La temperatura de llegada de crudo a la unidad, lo cual se regula en coordinación con el Operador de Movimiento de productos para la regulación de vapor al precalentador de crudo E-36 y/o calentadores de succión de los tanques de almacenamiento (casos de los tanques 6,7). Recuerde que una temperatura baja puede causar sobrecarga en el amperaje de las bombas de carga, mientras que una temperatura excesiva puede causar cavitación en las bombas de carga. Valores de 110 a 120ºF como temperaturas de crudo a la unidad dan como resultado operación de las bombas de carga a niveles

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de hasta 12,500 BPD dentro del amperaje permisible. b. La temperatura del crudo reducido entrando al horno F-2. Temperaturas del orden de 520 ºF se logran bypaseando parcialmente el lado casco del intercambiador de fondos de primaria (E-5 A/B). Este by-pass se abre parcialmente a partir de niveles de carga de 10,000 BPD con el objetivo de aliviar la operación del F-2 que por ahora no tiene zona convectiva. Si bien se pierde precalentamiento de crudo en el circuito Nº1 para aliviar la operación del horno F-2, ésta disminución se ve compensada por la alta temperatura del circuito Nº2 de crudo. c. La temperatura de salida del residual de vacío yendo a tanques de almacenamiento nos dá una indicación de si el sistema de fondos ha sido bien alineado, cualquier disminución de esta temperatura, así como la disminución de temperatura del crudo después del E-35 A/B nos indicará mal alineamiento u obstrucción de las líneas de fondos de salida a tanques. Esto último se complementará con el chequeo del flujo en el FT-122 (flujo de fondos de vacío a tanques), el cual disminuye completamente. 6.4.1 Procedimiento general para sacar de servicio un intercambiador de calor Tenga en cuenta que primero siempre debe bypasearse el lado caliente porque de otro modo el calor del lado caliente ccausará el calentamiento del fluido frío, el cual no dispone de esepacio para su expansión, causando incremento de la presión y falla del intercambiador. a. Primero se bypasea el flujo del fluido caliente, abriendo lentamente el by pass y cerrando gradualmente la válvula del producto caliente al intercambiador. Verificar que el flujo de producto se mantenga en las pantallas de control, hasta haber cerrado completamente la válvula de entrada. Si el flujo de producto es normal, cierre completamente la válvula de salida del lado caliente. b. Una vez que la temperatura del fluido del lado caliente ha bajado hasta niveles de temperatura del lado frío, se procede a bypasear el flujo del lado frío del intercambiador. c. Abra lentamente el bypass del fluido frío, y vaya cerrando su ingreso al intercambiador, hasta que el flujo haya sido completamente bypaseado. Luego proceda a bloquear la válvula de salida del lado frío. d. Drene por los spitchs vía mangueras lentamente al sistema de drenaje insudtrial el producto del lado casco y lado tubos del intercambiador.. e. Realice el lavado con diesel frío el casco y los tubos del intercambiador. f.

Vaporice el intercambiador hasta que el vapor salga libre de partículas de aceite. Para la vaporización deben instalarse líneas provisionales hacia el drenaje a fin de mantener limpia el área. Si van a realizarse trabajos de mantenimiento, por seguridad coloque platos ciegos a las bridas de entrada y salida.

6.4.2 Procedimiento general para poner en servicio un intercambiador de calor a. Examine cuidadosamente el intercambiador para asegurarse que todas las bridas estén ajustadas y con sus empaques colocados, los platos ciegos retirados, y que todas las tuberías estén listas para su alineamiento.

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b. Verifique que todas las válvulas estén cerradas. c. Realice el desplazamiento del agua y/o aire remanente con diesel en cada lado del intercambiador hasta que el sistema esté lleno de diesel y limpio al drenaje. d. Abra lentamente la entrada del fluido frío al intercambiador y desplace el diesel al drenaje industrial, cuando se observe el producto del lado frío, proceda a abrir lentamente la salida del fluido frío y a cerrar el bypass. Observe y controle que se mantenga el flujo hasta cerrar completamente el bypas y tener alineado el lado frío a través del intercambiador. e. Abra lentamente la entrada del fluido caliente al intercambiador y purgue el diesel contenido en el intercambiador al drenaje industrial. Cuando observe en el drenaje producto caliente proceda a cerrar la purga y a alinear gradualmente la salida del fluido caliente. Inicie el bloqueo gradual del bypass del lado caliente del intercambiador. Verifique que el flujo se mantenga en sus valores normales, que indicará una operación exitosa. f.

Continúe cerrando el by-pass de lado caliente hasta su bloqueo. Las válvulas de entrada y salida deberán quedar completamente abiertas.

g. Luego de su puesta en servicio inspeccione las bridas y cabezal para proceder al ajuste en caliente y eliminación de fugas menores. 6.5

Drenaje de Filtros y Acumuladores. Drene como mínimo 3 veces por turno el agua de las piernas de los filtros y coalescedores y los Filtros D-120, D-122, D-123, D-124, y verifique con periodicidad los niveles de agua de los drums V-1, V-2 y V-4.

6.5.1 Drenaje del V-1 En este caso, el agua de la pierna del drum se drena con válvula automática controlada con un leveltroll en el campo, el cual sensa el nivel de agua, y comparándolo con el set point abre o cierra la válvula automática LC-6 según necesidades. Es importante conocer que cuando se procesan crudos con contenidos de BSW superiores a 0.2, el agua acumulada en el V-1 es mayor que la capacidad de la válvula LC-6 para evacuarla, por lo que hay que hacer uso del by-pass de la válvula. Un descuido en el control del nivel de agua de la pierna del drum, ocasionará como consecuencia que la bomba P-3/P-3B refluje agua a la columna, vaporice súbitamente y por consiguiente presione la unidad. 6.5.2 Drenaje del V-2 En este caso, recientemente se ha instalado válvula automática para el drenaje del agua de la pierna del drum. Este sistema operará igual al indicado en el item anterior. Es importante tener en cuenta que debido a que ocasionalmente cuando se llena el V-2 se transfiere la gasolina al V-1 con la P-4B, es deseable que el producto no arrastre agua para evitar que la bomba de reflujo P-3/P-3 B refluje agua a la columna. 6.5.3 Drenaje del V-4 En el caso del V-4, el agua de la pierna del drum es evacuado con la bomba P-18, la cual no se abastece para el flujo de agua a evacuar, por lo que se usa la alternativa de evacuar por la pierna del drum, tanto el agua como la nafta de vacío alineadas a la succión de la bomba de Nafta P-15 o P-4 A, hacia el pool de diesel.

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6.5.4 Drenaje de Filtros y coalescedores Los coalescedores D-122 (separación de agua del pool de diesel), y D-124 (separación de agua de la corriente de solvente) tienen una pierna de acumulación de agua la cual debe ser drenada periódicamente para evitar el arrastre del agua con el diesel hacia los filtros de sal. En caso de no realizar un control efectivo del drenaje, el agua arrastrada hacia los filtros de sal disolverá más rápidamente la sal. Los filtros de sal, D-120 (para el diesel ) y D-123 (para el solvente) a su vez deben ser drenados para eliminar el agua remanente que pudiera haber arrastrado el producto del coalescedor. 6.6

Muestreo de Productos Se realiza bajo un programa de envío de muestras al laboratorio de productos de las Unidades tales como: -

Crudo a la UDP Gasolina Primaria Solvente Kerosene Diesel Fondos de Vacío Agua del V-1 y V-4 Soda del C-4 y D-126 Agua del V-3 y D-127

API, BSW API, destilación, corrosión API, Flash, Destilación API, Flash, Destilación API, Flash, Destilación Viscosidad, penetración pH Gastado de Soda pH

Ocasionalmente se envían muestras de Gasóleo de la UDV y Crudo Reducido de UDP para análisis de API y viscosidad. Los resultados reportados por el laboratorio determinarán los ajustes de las variables de operación para obtener los productos en la especificación deseada. 6.7

Sistema de Inyección de aminas El Operador de Equipos mantendrá bajo control el sistema de dosificación de amina fílmica y amina neutralizante al sistema de tope de UDP y UDV, preparará los productos en las diluciones recomendadas, verificará la operación de las bombas de inyección, y controlará el pH del agua de los acumuladores V-1 y V-4 regulando la inyección de amina neutralizante de acuerdo a los siguientes parámetros: Unidad

UDP UDV

Dosificación de RN23 (amina neutralizante) 5 gal/día producto puro 3.5 gal/día producto puro

Dosificación de IPC-2025 (amina fílmica) 2 gal/día producto puro ---------

Preparación RN23

Preparación IPC-2025

50 % vol en agua 20 % vol en tratada kerosene 40 % vol. En -------agua tratada

Para la operación de la bomba dosificadora siga el siguiente procedimiento: a. Abra la válvula de drenaje en la descarga de la bomba, cierre la válvula de descarga. b. Abra la válvula de succión del cilindro de inyección a la bomba. c. Arranque la bomba y manténgala en servicio hasta que el líquido de la descarga esté libre de burbujas de aire. d. Abra la válvula de descarga de la bomba y cierre la válvula de drenaje.

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e. Fije la carrera de la bomba al máximo para llenar la línea de inyección. A este rate el tiempo requerido para llenar esta línea es aproximadamente 2 horas. f. Fije la carrera de la bomba para lograr la cantidad de aminas a inyectar. g. En operación normal, registre el nivel del cilindro de inyección de aminas, y chequee su operación por lo menos una vez por turno. 6.8

Control del Fraccionamiento 6.8.1 Unidad de Destilación Primaria Las principales variables usadas para controlar el proceso son: Presión, temperatura y reflujo. En general un aumento en la presión produce un aumento en la carga térmica del horno por lo que es aconsejable operar sin hacer variaciones en la presión. La relación de reflujo interno, que es el cociente de la cantidad de líquido descendiente por la columna y la cantidad de vapor ascendente, tiene gran importancia en el grado de fraccionamiento de los productos y en general un aumento de la misma mejora la rectificación de los productos, lo cual se puede apreciar por la disminución de la diferencia entre las temperaturas de 95% en la curva de destilación ASTM de un producto y del 5% del producto inmediato inferior. Los componentes ligeros del crudo que entran en la zona de vaporización de la Torre, se separan instantáneamente y se elevan en contracorriente con el reflujo interno, mientras los componentes pesados caen en contacto con el vapor despojante que se inyecta por el fondo de la Torre. Diagrama típico de flujos vapor/líquido en el interior de la columna

Bajante

Gradiente Líquido

Colector

Vapores ascendentes

a. Temperatura de Tope

Espacio para la liberación de las moléculas de vapor ascendentes hacia el plato superior.

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Está temperatura se controla automáticamente con el reflujo retornado al tope de la torre a través del TIC-2, la cual permite controlar el 10% de la gasolina. Al aumentar el reflujo disminuye la temperatura de tope obteniéndose una gasolina más refinada. Este lazo de control opera en cascada con el reflujo de gasolina a la columna (FIC-7), siendo el control principal de la cascada el TIC-2 y el secundario el FIC7. A continuación se describen los dos modos de operación. CONTROL DE TEMPERATURA DE TOPE Y NIVEL V-1

E-1/1A/1B E-9

E-6

C-1 TIC-2

FT-7

V-1

P-3/3B LIC-5

Operación en cascada.- En este modo de operación ambos controladores, el TIC-2 y El FIC-7 están en automático. Si se desea incrementar la temperatura de tope de la UDP, se incrementará el setpoint de la temperatura del TIC-2, el cual calculará los GPM que envía de setpoint al lazo FIC-7, quien finalmente enviará la señal a la válvula de control para alcanzar el flujo deseado de setpoint que envió la TIC-2. El sistema gradualmente irá alcanzando su valor de temperatura deseada. Operación sin cascada. Esta operación se interrumpe cuando el controlador TIC2 está en manual. En este caso, como el accionamiento de la válvula de reflujo lo controla el FIC-7, si se desea se setea un valor de flujo en el controlador FIC7, y la válvula de control trabajará como un lazo común de control de flujo. Para volver a la operación en cascada, seguir los siguientes pasos: •

Verificar que las condiciones de temperatura de tope están aproximadamente constantes para evitar variaciones bruscas cuando se pase el controlador a cascada.

•

Fijar en el lazo de control TIC-2 la temperatura de tope de la columna (ejemplo: 250ºF).

•

Hacer click en el botón automático/manual para pasar el TIC-2 a automático.

•

Ingrese al lazo de control FIC-7 y haga click en el botón automático/manual para pasar el controlador a automático. A partir de ese momento el sistema de control operará en cascada.

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b. Reflujo Externo/ Interno El reflujo externo que retorna al tope de la torre ingresa a través de un distribuidor, y cae hacia abajo en contracorriente con los vapores ascendentes, los compuestos más livianos del reflujo son revaporizados y retornan al tope mientras que los componentes más pesados de los vapores ascendentes son condensados y descienden hacia los platos inferiores. Tenemos entonces una corriente de reflujo interno fluyendo desde el tope de la torre hasta la zona de vaporización y que se va haciendo cada vez más pesada a medida que desciende en la torre. Este reflujo interno se verá incrementado con el reflujo de diesel y disminuido con las extracciones de Solvente, Kerosene y Diesel, ya que dichos productos son obtenidos extrayendo porciones del reflujo interno. Cuando se necesite realizar un mejor fraccionamiento entre los cortes, se debe aumentar el reflujo externo de acuerdo al corte que se desee rectificar, por ejemplo: para rectificar la Gasolina y el Solvente y parcialmente el Kerosene, es necesario aumentar el reflujo de tope, así mismo, para rectificar el Diesel con los fondos y parcialmente el Kerosene se necesita un aumento en el reflujo medio; acotando que el corte de Kerosene es un corte de traslape que recibe influencia de ambos reflujos externos. c. Punto Final del Corte Depende de la cantidad extraída. Si se aumenta la extracción de un producto, la cantidad extra que se obtiene es material que anteriormente estaba fluyendo hacia la parte inferior de la columna como parte del reflujo interno. Desde que este reflujo interno ha sido disminuido a partir del plato inferior de la extracción, los vapores más pesados podrán ahora elevarse hasta dicho plato, dando como resultado un reflujo más pesado. Sin embargo es interesante anotar que las condiciones en la columna por encima del plato de extracción permanecerán sin variación. Por lo Tanto, variando las extracciones se pueden mantener en especificación los puntos finales del solvente, kerosene y diesel. Las temperaturas de los platos son una buena indicación de los puntos finales de los productos y por lo tanto se pueden variar las extracciones, de tal manera de mantener una temperatura constante en los platos y por consiguiente productos con puntos finales en especificación. Debe tenerse en cuenta asímismo que el volumen de carga influye en la temperatura de los platos. La temperatura en cada uno de los platos puede ser solamente cambiados, variando la presión ó la composición del material en dicho plato. Por ejemplo: aumentado la extracción de Diesel subirá la temperatura del plato de diesel, debido a que el volumen de éste ha variado. Lo mismo se aplica en las extracciones del Solvente y Kerosene. Los flujos y temperaturas de los reflujos de gasolina y diesel tienen gran importancia en el balance térmico de la columna, ya que es aparente que una reducción (ó aumento) en la extracción de calor en una sección de la columna, deberá ser compensada con un aumento ( ó reducción) en la extracción de calor en otra sección.

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CONTROL DEL CORTE DE KEROSENE EN C-1 C-1

RETORNO VAPORES A C-1

6

PLATO KEROSENE

5

LIC-3

4

3 2 1

VAPOR DESPOJANTE

P-7B

FIC-16

Por ejemplo: para una carga, presión, temperatura de zona de vaporización y reflujos dados, si reducimos el reflujo de diesel, automáticamente aumentará el reflujo a tope para mantener la temperatura de tope de la columna y si la reducción hecha en el reflujo de diesel fuera muy grande, el reflujo al tope podría aumentar a un grado tal que congestione la parte superior de la columna. Por lo tanto en los casos en que sea necesario una maniobra de este tipo, hay que mantener el reflujo de diesel ó reducir la temperatura de la zona de vaporización, según convenga, para mantener el reflujo de tope en un valor satisfactorio. El reflujo intermedio controla la cantidad de líquido que desciende por la columna desde el tope hasta el plato Nº14. El calor removido por el reflujo intermedio es más efectivo para el calentamiento de Crudo. Por lo tanto, incrementando el reflujo disminuirá el consumo de combustible del horno F-1 (si es que hay suficiente presión en la bomba de carga para evitar la vaporización del crudo en el intercambiador). Sin embargo este incremento disminuye el fraccionamiento en toda la columna por encima del reflujo intermedio. Entonces, la remoción de calor por el reflujo intermedio debe iniciarse al rate de diseño e ir gradualmente incrementándolo al punto en que cualquier incremento adicional cause que los productos superiores salgan fuera de especificación por insuficiente fraccionamiento. Algunas veces en una torre de fraccionamiento, los platos se secan. Esto significa que la cantidad de producto que se extrae, es mayor que el reflujo interno que llega al plato acumulador correspondiente. Es decir que todo reflujo interno fluye hacia el stripper dejando los platos inferiores sin líquido y por consiguiente sin poder mantener un nivel en los stripper inferiores, haciendo que las bombas de producto pierdan succión, en estos casos es necesario ya sea bajar la extracción de producto o aumentar el reflujo interno de la torre.

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6.8.2 La Unidad de Destilación al Vacío Esta unidad tiene por función extraer la porción de Diesel Pesado ó Gasóleo de Vacío del Crudo reducido ( proveniente de los fondos de la torres de Destilación Primaria).En general en un crudo, los cortes de la curva TBP que están por encima de 650ºF no pueden ser destilados a presión atmosférica ya que cuando la temperatura se eleva demasiado, se produce la descomposición térmica de los hidrocarburos contenidos en el crudo depositándose coke en los tubos del horno. Por lo tanto, para poder separar los componentes más ligeros del Crudo Reducido, es necesario operar a presión reducida ó vacío; lo cual hará que las temperaturas de destilación sean menores, pudiendose separar hasta cortes a 1000 ºF en la curva TBP del crudo. En esta Unidad, el crudo reducido proveniente de los fondos de la Destilación primaria son calentados hasta 660 a 680 ºF según el tipo de operación, para ingresar como carga a la Torre de Vacío C-6 en mezcla líquido vapor. De acuerdo con el uso que se vaya a dar al destilado, será necesario variar las condiciones de operación, ya sea para producción de residuales ó producción de asfaltos sólidos y líquidos. En nuestra Unidad de Vacío se presenta dos tipos de operación: •

Producción de Residuales de distinta viscosidad. Estas corridas de producción se realizan operando ambas unidades (UDP y UDV) en serie y/o UDP independiente.

•

Producción de Base Asfáltica de diversos grados de penetración en función al tipo de Crudo. Esta producción se puede realizar operando ambas unidades en serie ó con la Unidad de Vacío independiente, de acuerdo a la carga suministrada. La operación con la UDV independiente se realiza alimentando Crudo reducido y/o Base asfáltica con bajo ó alto rendimiento de Gasóleo a la Torre de Destilación al Vacío con la bomba P-1A, siendo previamente precalentado en el Circuito Nº2 para luego ser calentado en el horno F-2 hasta 690-720ºF.

a. Control de Temperatura de tope Para controlar la temperatura de tope, parte del gasóleo liviano es retornado como reflujo al tope de la torre, para mantener una temperatura aproximada de 250 ºF. El lazo de control TIC-1102, es un lazo simple de acción inversa sobre la válvula de control TCV-1102. Si se setea mayor temperatura de tope, el controlador indicará a la válvula de control que cierre, para que menos reflujo frío retorne a la columna, enfriando el tope. Por el fondo de la torre se inyecta vapor despojante sobrecalentado a 650 ºF aproximadamente para disminuir la presión parcial del hidrocarburo y facilitar su destilación. b. Vacío de la Columna C-6 El vacío se obtiene por medio de un eyector de vapor, que opera con vapor de 200 psig, el cual arrastra todos los vapores de hidrocarburos, vapor de agua e incondensables desde el tope de la columna hacia el E´32 (condensador de tope) y V-4. En el drum V-4 es deseable mantener un nivel de hidrocarburos (Nafta de vacío) del orden de 20-30%. Estos son evacuados con bomba reciprocante P-

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15, operando actualmente sin control de nivel. Cualquier incremento en el nivel del V-4 encima de 100 % ocasiona pérdida del vacío en la columna, afectando la performance de las bombas de gasóleos por disminución del fraccionamiento que hace que llegue menos producto a los platos de extracción. La operación de la bomba P-15 es muy importante en el mantenimiento de un vacío estable en la columna C-6 por lo que el Operador debe chequear su operación las veces que sea necesario. Tomar en cuenta que en los arranques de planta, el sistema de vapor desprende caliche de la parte interna el cual atora la boquilla interna del eyector causando inestabilidad en el vacío, por lo que en cada maniobra de arranque debe retirarse la boquilla del eyector, realizarle limpieza previo a su reinstalación. c. Cortes laterales de extracción La Unidad de Vacío tiene dos cortes laterales de extracción: el gasóleo liviano que es alineado al pool de diesel, y el gasóleo pesado que va al pool de residuales ó a inyección en el sistema de mezclas en operación asfaltos. El gasóleo liviano, tanto en operación asfalto como en operación residual se extrae con el criterio de mantener un flujo tal que su destilación esté en el rango del diesel. Cuando ocurren problemas de operación con la bomba de evacuación de Nafta de vacío (P-15) que ocasionan cavitación en la bomba de extracción de gasóleo liviano (P-16), la acción inmediata a tomar es el disminuir el flujo de extracción de gasólel liviano almínimo para que la bomba tenga la suficiente presión para mantener bajo control el reflujo al tope de C-6. Una vez normalizada su operación, se procederá a extraer gradualmente el gasóleo liviano cuando se observe que la válvula de control de temperatura de tope ha comenzado a cerrar y cuando el flujo de reflujo al tope va alcanzando su valor antes de la perturbación. d. Nivel de fondos de la columna C-6 Es controlado con el LIC-1104, que acciona la válvula de control dde nivel. A los niveles de carga actuales (12,000 – 12,500) Bls, se hace necesario abrir ligeramente el by-pass de la válvula de control para mantener los niveles deseados. Los fondos de la columan C-6 son evacuados con las bombas P-19, P-19 A a través del indicador de flujo FT-122. Cuando el nivel de fondos subre por encima de 100 %, se dispone de otra manera de verificar el nivel y lo constituye el perfil de las temperaturas de fondos indicadas en los TE-41 (indicador de temperatura superior de los fondos), TE-42 (indicador de temperatura media de los fondos) y TE-43 (indicador de temperatura inferior de los fondos). Estas tres termocuplas situadas a niveles distintos del fondo de la columna nos dan un indicio del nivel. Así por ejemplo cuando la columna tiene su nivel el 50 %, las TE-42 y TE-43 marcan aprox. la misma temperatura (640 ºF), mientras que la TE-41 marca una temperatura mucho menor por no estar sumergida en el líquido. Cuando el nivel de la columna es bajo (0-5%) el TE-43 marca la mayor temperratura mientras que los TE-41 y TE-42 marcarán menor temperatura. Cuando el nivel de la columna es alto las tres termocuplas marcará la misma

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temperatura (TE-41, TE-42, TE-43). Otra forma indirecta de percibir si los fondos continúan incrementando ó están bajando, es la indicación de presión de la zona flash. Cuando el nivel de fondos sigue subiendo, y no se tiene indicación de en qué nivel está, un incremento en la presión de la zona flash indicará que el nivel de la UDV continúa subiendo. En el caso de tener fondos altos, pero se observa que hay flujo de salida de fondos, y la zona flash empieza a disminuir su presión, indicará que los niveles están bajando. Un incremento de nivel de fondos causado por pérdida de succión de las bombas de fondos por obstrucción en el sistema de alineamiento debe ser solucionado con prioridad, por los efectos que ocasiona en el precalentamiento de crudo, apertura de la controladora de temperatura de salida del horno F-1 y manchado del gasóleo liviano que va al pool de diesel. 6.9

Operación de Estaciones de Control Foxboro I/A El proyecto de modernización de instrumentación de la Refinería Conchán contempló la revisión e integración al nuevo sistema de 32 lazos de control, los cuales para su facilidad de manejo se distribuyeron en las 7 pantallas de control y se listan a continuación: 6.9.1 Pantalla P-crudo (Precalentamiento de Crudo). Esta pantalla de control ha sido diseñada para manejar las variables que conciernen a la operación de las bombas de carga, distribución de flujos y set de mezcla de crudos, flujos, temperaturas y presiones de los circuitos de Crudo de alimentación a la Unidad de Destilación Primaria. Todas las variables indicadas se muestran a la vez en tiempo real, con un período de escaneo promedio de 2 segundos (como en el caso de las temperaturas). Adicionalmente, si se hace un clic en uno de los FT, nos muestra en pantalla su registro de flujo en grupos máximos de 4. En este caso muestra en tiempo real el registro de flujo de los últimos 30 minutos y en el histórico las últimas 8 horas de los siguientes flujos: Carga por circuitos Nº 1, Nº 2, Nº3 y Crudo total a la Unidad.

6.9.2 Pantalla Horno_F1 (Control de Operación del Horno F-1) En esta pantalla se muestra el detalle de los controladores de diferencial de vapor atomizante y combustible al horno, temperatura de entrada y salida del horno F-1, temperatura de salida del vapor sobrecalentado, las temperaturas de operación del horno (piel de tubos, zona convectiva, chimenea,etc), flujo de combustible, etc. Adicionalmente muestra si las seguridad de los hornos está activada o desactivada, así como los servicios importantes como el flujo de agua a las unidades de proceso, la presión de la red de 200 psig, presión de la red de 100 psig, y la presión del aire de instrumentos. 6.9.3 Pantalla UDP Se muestra los lazos de control de la columna de destilación primaria que incluyen, el control de temperatura de tope, flujo de vapor despojante a la columna, niveles de fondos de C-1, presiones de zona flash y de tope de C-1, niveles de los strippers de solvente, kerosene y diesel, reflujo medio de diesel, así como datos de temperatura que muestran en tiempo real el perfil térmico de la columna.

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6.9.4 Pantalla Prod_UDP Muestra los controles de los niveles de los drums V-1, V-2 y los controles de flujos de extracción del solvente, kerosene y diesel de la Unidad de Destilación primaria. 6.9.5 Pantalla Horno_F2. En esta pantalla se muestra el detalle de los controladores de diferencial de vapor atomizante y combustible al horno, temperatura de entrada y salida del horno F-2, temperatura de salida del vapor sobrecalentado, las temperaturas de operación del horno (piel de tubos, chimenea, entrada/salida de crudo reducido), flujo de combustible, etc. 6.9.6 Pantalla UDV Muestra los lazos de control de temperatura de tope de la columna C-6, reflujo medio, niveles de fondos, flujo de vapor despojante a C-6, datos de temperaturas del perfil térmico de la columna (temperaturas de tope, reflujos de tope y medio, platos de extracción, temperaturas de fondo), así como presiones de tope y zona flash de C-6. 6.9.7 Pantalla Prod_UDV Muestra los controladores del nivel de nafta de vacío y nivel de agua en el drum acumulador V-4, flujos de gasoleo liviano, gasóleo pesado y fondos de vacío a tanques, flujos de productos a inyectar en las estaciones de mezcla, así como temperaturas de salida de productos a tanques. 6.10

ACTIVACION DE LAS SEGURIDADES EN LOS HORNOS F1/F2 Los hornos F-1/F-2 tienen un sistema de seguridad que actúa sobre las válvulas solenoide de los hornos los cuales a su vez actúan sobre las válvulas de cierre (SCV 104 en el F-1 y SCV-105 en el F-2), cuando no se cumple uno de los siguientes parámetros: Condición Flujo de crudo al horno Temp.salida producto del horno Pres. combustible a quemadores Falla corriente a solenoide

Horno F-1 2,500 BPD mín. 700 ºF 10 psig mín.(PT-104) SCV-104

Horno F-2 1,000 BPD mín. 780 ºF 10 psig mín. (PT-105) SCV-105

Este sistema de seguridad se accesa actualmente en el ambiente del Ingeniero de Turno y del Ingeniero de Procesos (protegidos con password), desde las estaciones de trabajo Foxboro en la pantalla de control Horno_F1 y Horno_F2. Adicionalmente en la sala de control existen dos botoneras para accionar manualmente las solenoides independiente del sistema de seguridad.

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DIAGRAMA DE LAZO DE CONTROL SIMPLIFICADO

ENCLAV1/2

ORDEN DE PARADA Q700 ºF P