Manual Ope U-21

Manual de Operaciones (Español)Unidad de Hidrotratador de Nafta

UPGRADER

MO-NHT-001

PETROZUATA UPGRADERJose,

VenezuelaNo REVISON FECHA DESCRIPCION ELABORADO POR REVISADO POR APROBADO POR

0A 01/07/99 Manual de Operaciones unidad 21

GERENCIA OPERACIONES

VEHOP Aguas Abajo

Proyecto Venezuela de Crudo Extra Pesado

PETROZUATA, C.A.

JOSE, VENEZUELA

MANUAL DE OPERACION

HIDROTRATADOR DE NAFTAUNIDAD - 21

HIDROTRATADOR DE NAFTA - UNIDAD 21MANUAL DE OPERACION

FECHA DE ELABORACION: PAGINA 1FECHA DE REVISION: REV

INDICE DE CONTENIDO

SECCION 1 DISEÑO DEL PROCESO.

1.1 SERVICIO DE LA PLANTA.

1.2 DEFINICION DE TERMINOS.

1.3 DESCRIPCION DEL PROCESO.

1.3.1 Sección de Reacción.

1.3.2 Sección de Compresión y Purificación de Hidrógeno.

1.3.3 Sección de Fraccionamiento.

1.3.4 Sección de Suministro y Purificación de Hidrógeno.

1.4 CONTROL DEL PROCESO.

1.5 BASE DEL DISEÑO.

1.6 INTERCONEXION CON OTRAS UNIDADES DEL PROCESO.

1.6.1 Nafta Estabilizada proveniente de la Planta de Recuperación de Gas (GRP).

1.6.2 Gas de Purga de la Planta de SUPEROCTANOS.

1.6.3 Gas de Purga de SUPEROCTANOS.

1.6.4 Propiedades de los Productos.

1.6.5 Nafta HDT Liviana.

1.6.6 Nafta HDT Pesada.

1.6.7 Composición del Gas Estabilizado.

1.6.8 Gas de Cola.

1.7 REQUERIMIENTOS DE SERVICIOS, CATALIZADORES Y QUIMICOS.

1.7.1 Requerimientos de Servicios.

1.7.2 Especificaciones de Catalizadores y Químicos.

1.8 BALANCE DE MASA.

1.9. MATERIALES DE DESECHO.

1.10 DIAGRAMAS DE FLUJO DEL PROCESO (PFD’s).



SECCION 2 CONDICIONES DE OPERACION

2.1 TEORIA DEL PROCESO

2.2 VARIABLES DE OPERACION Y SU EFECTO EN LA CALIDAD

DEL PRODUCTO

2.2.1 Temperatura media del Reactor

2.2.2 Tiempo de Residencia en el Reactor

2.2.3 Presión en el Reactor y Presión Parcial de Hidrógeno

2.2.4 Temperatura

2.2.5 Velocidad Espacial

2.3 CORRELACIONES PARA LA VERIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE

PROCESO Y CONVERSIONES UTILIZADAS

SECCION 3 EQUIPO ESPECIAL Y DE SEGURIDAD

3.1 VALVULAS DE SEGURIDAD

3.2 CIRCUITOS DE SEGURIDAD

3.3 ALARMAS Y SISTEMAS AUTOMATICOS DE PARADA

3.3.1 Válvulas Despresurizadoras de Emergencia

3.3.2 Parada de Emergencia

3.3.3 Válvulas de Aislamiento de Emergencia

3.4 EQUIPOS ESPECIALES.

3.5 OTROS DISPOSITIVOS / SISTEMAS / ANALIZADORES / PULSADORES DE

PROTECCION

3.5.1 Válvulas Bloqueables

3.5.2 Válvulas de Retención de las Bombas

3.5.3 Válvulas Automáticas de Falla.



3.6 DIAGRAMA CAUSA EFECTO.

SECCION 4 PREPARACION PARA EL ARRANQUE INICIAL

4.1 VERIFICACION DE LA CONSTRUCCION

4.1.1 Inspección de l Recipientes

4.1.2 Inspección de l Tuberías

4.1.3 Inspección de l Bombas y los Compresores

4.1.4 Inspección de l Instrumentos

4.2 LAVADO DE LINEAS / EQUIPOS

4.2.1 Lavado y Limpieza de Líneas

4.2.2 Lavado del Equipo

4.3 RODAJE DE LAS BOMBAS

4.4 RODAJE DEL COMPRESOR

4.5 RODAJE DE EQUIPOS ESPECIALES

4.6 RODAJE DEL VENTILADOR

4.6.1 Pasos de Precomisionamiento

4.6.2 Rodaje del Ventilador

4.7 CURADO DE REFRACTARIOS

4.8 VERIFICACION DE LA INSTRUMENTACION

4.9 CARGA DE CATALIZADORES Y DE QUIMICOS

4.9.1 Preparación para la Carga del Catalizador

4.9.2 Carga del Catalizador LD-145 / HR-306C Primer Reactor

4.9.3 Carga de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (Segundo Reactor)

4.9.4 Carga de Alta Densidad

4.9.5 Sulfurización de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (Reactores Líquidos)



4.9.6 Principales Pasos de los Procedimientos de Sulfurización

4.9.7 Sulfurización de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (Segundo Reactor)

4.9.8 Principales Pasos de los Procedimientos de Sulfurización (Segundo Reactor)

4.10 PRUEBA DE FUGAS

4.11 VERIFICACION DE LOS SISTEMAS AUXILIARES

SECCION 5 ARRANQUE INICIAL

5.1 INSPECCION DE SEGURIDAD DE LA UNIDAD

5.1.1 Lista de Revisión de Seguridad

5.2 PLAN GENERAL DE COMISIONAMIENTO

5.3 PROCEDIMIENTO GENERAL DE PREARRANQUE

5.4 PROCEDIMIENTOS DE ARRANQUE INICIAL

5.4.1 Propósito

5.4.2 Precauciones.

5.4.3 Referencias.

5.4.4 Supuestos.

5.4.5 Pre-Requisitos.

5.4.6 Flujo de Bloque General para el Arranque

5.4.7 Procedimiento.

5.4.8 Prueba de Fugas de la Unidad.

5.4.9 Purga Con Nitrógeno de la Unidad.

5.4.10 Secado de la Sección de Reacción.

5.4.11 Carga de catalizador de los Reactores

5.4.12 Carga de los Lechos de la Unidad P.S.A.

5.4.13 Sección de Estabilización.

5.4.14 Arranque de la sección de Compresión de Hidrógeno y P.S.A.

5.4.15 Circulación de Nafta de Arranque.

5.4.16 Sulfurización de Los Reactores.



5.4.17 Sulfurización del Reactor de Fase Líquida en Reserva.

5.4.18 Introducción de la Alimentación.

5.5 PRECAUCIONES ESPECIALES DE ARRANQUE

5.5.1 Limpieza con Vapor, Purga y Prueba de Hermeticidad

SECCION 6 OPERACION NORMAL Y CONTROL

6.1 DISCUSION DEL CONTROL DE LA UNIDAD

6.1.1 Parámetros de Operación

6.1.2 Control de Presión.

6.1.3 Control de Nivel.

6.1.4 Control de Flujo.

6.1.5 Control de temperatura.

6.2 PLANOS DE FLUJO / NARRATIVAS DE CONTROL.

6.2.1 Sumarios de Arranque de la Unidad.

6.3 OPERACIONES DE RUTINA

6.3.1 Operación Normal

6.3.2 Condición de Operación Deseada.

6.3.3 Rutina del Reemplazo del Catalizador

6.4 PRECAUCIONES ESPECIALES

6.4.1 Hidrógeno Caliente

6.4.2 Remoción Para Mantenimiento de la Válvula PSV-21023.

6.4.3 Cambio del Reactor.

SECCION 7 PARADA NORMAL



7.1 PLAN GENERAL DE PARADA

7.1.1 Generalidades

7.2 PROCEDIMIENTO DETALLADO DE PARADA

7.2.1 Propósito.

7.2.2 Supuestos.

7.2.3 Procedimiento detallado paso a paso.

7.2.3.1 Alimentación y Reactores.

7.2.3.2 Estabilizador.

7.2.3.3 Preparación para una Parada Larga.

7.2.3.4 Preparación para una Parada de la unidad completa.

7.2.3.5 Sección de la Unidad P.S.A. y de Compresión de Hidrógeno.

7.3 AISLAMIENTO DEL EQUIPO

7.3.1 Tipos de Aislamiento y Equipos.

7.3.2 Reglas para el Uso de Discos/Bridas.

7.3.3 Procedimiento Estándar de Aislamiento.

7.3.4 Retiros de Bridas/Discos Ciegos.

7.4 PREPARACION DE EQUIPO PARA SU APERTURA.


SECCION 8 PARADA DE EMERGENCIA

8.1 INSTRUCCIONES GENERALES

8.1.1 Propósito.

8.1.2 Filosofía de las Paradas de Emergencia.

8.2 FALLA DE ENERGIA ELECTRICA.

8.3 FALLA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO.

8.4 FALLA DE VAPOR DE ALTA PRESIÓN.

8.5 FALLAS DE AIRE DE INSTRUMENTO.



8.5.1 Posición de las Válvulas de Procesos.

8.6 FALLA DE ALIMENTACION

8.7 OTRAS FALLAS ESPECIFICAS DE LA UNIDAD

8.7.1 Falla de Hidrógeno de Reposición

8.7.2 Falla Mecánica

8.8 RUPTURA DE TUBOS EN LOS INTERCAMBIADORES Y CALENTADORES

8.9 FUGAS DE QUIMICOS PELIGROSOS

8.10 INCENDIO/EXPLOSION

8.11 SISTEMA AUTOMATICO DE REARRANQUE.

8.12 GENERADOR DE POTENCIA DE EMERGENCIA

SECCION 9 SEGURIDAD

9.1 EQUIPOS CONTRA INCENDIOS Y DE PROTECCION PERSONAL

9.1.1 Monitores de Incendios

9.1.2 Duchas de Seguridad

9.2 FILOSOFIA DE PROTECCION CONTRA INCENDIOS

9.2.1 Prevención de Incendios.

9.2.2 Protección Automática.

9.2.3 Acciones de mejoramiento.

9.3 LISTA DE DISPOSITIVOS PARA CONTROL DE INCENDIOS Y MONITOREO

DE EMISIONES DE GAS / UBICACION

9.4 MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA DE EQUIPOS.

9.4.1 Equipos Contra Incendios.

9.4.2 Equipos de protección Personal.

9.4.3 Recomendaciones Generales.

9.5 TRABAJOS DE REPARACION

9.5.1 Trabajos de Soldadura.



9.5.2 Trabajos Eléctricos y de Instrumentación.

9.5.3 Trabajos de Excavación.

9.5.4 Trabajos Mecánicos/Tuberías.

9.5.5 Trabajos con Fuentes Radioactivas.

9.6 EXPANSION DE INTERCAMBIADORES

9.7 TOMA DE MUESTRAS

9.8 MANEJO SEGURO DE MATERIALES VOLATILES CORROSIVOS Y

TOXICOS

9.9 PREPARACION DE EQUIPOS Y TUBERIAS DE PROCESOS

9.10 ABERTURA DE EQUIPOS

9.11 ENTRADA A ESPACIOS CONFINADOS.

9.12 PROCEDIMIENTOS PARA RETIRAR LAS VALVULAS DE SEGURIDAD

9.13 HOJA DE DATOS DE RIESGOS DE MATERIALES, MSDS’s

9.14 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y SUS FUNCIONES

9.14.1 Sistema de Detección de Gas Combustible (LEL)

9.14.2 Sistema de Detección de H2S

9.14.3 Detectores de Incendio


9.15 PRACTICAS DE TRABAJO SEGURO.

9.16 SISTEMA DE RESPUESTA A LAS EMERGENCIAS

9.17 REQUERIMIENTOS ESPECIALES DE SEGURIDAD PARA LA UNIDAD

9.1.8 OPERACION DE VALVULAS CON PRECINTOS PLASTICOS

ABIERTA/CERRADA.



SECCION 10 INSTRUMENTACION

10.1 SISTEMA BASICO DE CONTROL

10.2 SISTEMA DE INSTRUMENTACION DE SEGURIDAD

10.3 MANTENIMIENTO DE INSTRUMENTOS DE CAMPO

10.3.1 Prueba de las Alarmas de Nivel.

10.3.2 Prueba de las Alarmas de Vibración.

10.3.3 Prueba de las Alarmas de Temperatura.

10.3.4 Prueba de las Alarmas de Flujo.

SECCION 11 APENDICES

A PLANOS Y DIAGRAMAS



A.1 Diagramas de Tubería e Instrumentación

A.2 Diagramas de Flujo del Proceso

A.3 Diagramas de Flujo de los Servicios

A.4 Esquema de Flujo de Salvaguarda del Proceso

A.5 Planos de Ubicación.

A.6 Procedimientos y Planos de Precomisionamiento

B MISCELANEOS

B.1 Misceláneos.

B.2 Tablas de Conversión

B.3 Esquemas Generales de Arranque y de Parada

B.4 Sistemas Eléctricos y de Servicios Industriales.

B.5 Pruebas de Control de Laboratorio, Procedimientos

B.6 Programas de Toma de Muestras

B.7 Pruebas de Control Rutinarias a ser Realizadas por los Operadores

C EQUIPOS MAYORES

C.1 Equipos Mayores

C.2 Resumen de la Torre

C.3 Resumen del Tambor

C.4 Resumen del Reactor

C.5 Resumen del Calentador

C.6 Resumen del Intercambiador

C.7 Resumen de las Bombas

C.8 Resumen y Curvas del Compresor



C.9 Resumen del Equipo Especial

C.10 Indice de Instrumentos

C.11 Hojas de Datos de los Equipos

C.12 Planos del Proveedor

SECCION 1 DISEÑO DEL PROCESO

FECHA DE ELABORACION: PAGINA 1FECHA DE REVISION: 04/29/00 REV 0A

1.1 SERVICIO DE LA PLANTA

1.2 DEFINICION DE TERMINOS

1.3 DESCRIPCION DEL PROCESO

1.3.1 Sección de Reacción

1.3.2 Sección de Compresión y Purificación de Hidrógeno

1.3.3 Sección de Fraccionamiento

1.3.4 Sección de Suministro y Purificación de Hidrógeno

1.4 CONTROL DEL PROCESO

1.5 BASES DEL DISEÑO

1.6 INTERCONEXION CON OTRAS UNIDADES DEL PROCESO

1.6.1 Nafta Estabilizada proveniente de la Planta de Recuperación de Gas (GRP)

1.6.2 Gas de Purga de la Planta de SUPEROCTANOS

1.6.3 Gas de Purga de SUPEROCTANOS

1.6.4 Propiedades de los Productos

1.6.5 Nafta HDT Liviana

1.6.6 Nafta HDT Pesada

1.6.7 Composición del Gas Estabilizado

1.6.8 Gas de Cola

1.7 REQUERIMIENTOS DE SERVICIOS, CATALIZADORES Y QUIMICOS

1.7.1 Requerimientos de Servicios

1.7.2 Especificaciones de Catalizadores y Químicos

1.8 BALANCE DE MASA

1.9. MATERIALES DE DESECHO

1.10 DIAGRAMAS DE FLUJO DEL PROCESO



1.1 SERVICIO DE LA PLANTA

La Unidad Hidrotratadora de Nafta está diseñada para procesar 1.702 m3 / día (10.165

BPSD) de nafta estabilizada del coquificador. El objetivo del diseño de la unidad es la

hidrogenación de olefinas y diolefinas en la corriente de nafta del coquificador, de

manera que el contenido máximo sea de 1 % y 0,1 % en volumen, respectivamente.

La nafta de alimentación contiene 0,96 % en peso de azufre y algunos metales

orgánicos, los cuales se eliminarán por adsorción en un catalizador de doble lecho

durante el proceso de hidrogenación.

La nafta del coquificador muestra generalmente un alto contenido de diolefinas y

olefinas, así como un alto contenido de azufre y de nitrógeno.

La sección de reacción está diseñada para dos modos de operación: un Caso Base y

un Caso Alterno. El caso base es el caso de diseño con una nafta de coquificador que

tenga un 49 %VL (% de volumen líquido) de olefinas; en el caso alterno, el contenido

mínimo de olefinas de la nafta estabilizada de la Unidad de Coquificación Retardada de

32 %VL.

En el caso de alto contenido de olefinas (Modo Base), la relación diluente / alimentación

se fija a 0,5 (máxima) para evitar diferenciales de temperatura excesivos en el segundo

reactor. En el caso de bajo contenido de olefinas (Modo Alterno) no se requiere diluente

para controlar la temperatura del reactor.

En la sección de suministro y purificación de hidrógeno, el gas crudo que contiene 80 %

de hidrógeno es depurado hasta un 99,9 % y utilizado para saturar (hidrogenar) la

corriente de nafta estabilizada de la Unidad de Coquificación Retardada.

En la sección de fraccionamiento, la nafta hidrogenada es separada en fracciones

pesadas y livianas.



Otras actividades que forman parte del objetivo del proceso de hidrogenación son:

• La operación continua de los dos reactores de fase líquida durante el ciclo de vida de

tres meses de su catalizador

• La operación continua del segundo reactor durante el ciclo de vida de dos años (mínimo)

de su catalizador de adsorción.



1.2 DEFINICION DE TERMINOS

Barril 42 galones estadounidenses medidos a 60 °F

BPD Barriles por día (también BSPD)

CO2 Dióxido de Carbono

Cáustico Solución de Hidróxido de Sodio

Coque Producto sólido de carbono que se origina durante el

proceso de destilación; en este caso, del Residuo de

Vacío que se destila en la Torre al Vacío.

DMDS Dimetildisulfuro

EOR Fin de la corrida

Extracción Eliminación del azufre de mercaptano de los

hidrocarburos

Llevado por Espuma Residuo parcialmente coquificado trasladado al tope

del tambor de coque

Coque Verde Producto de los Tambores de Coque

H2S Sulfuro de Hidrógeno

PSA Unidad de Purificación de Hidrógeno

LHV Valor Calorífico Bajo

MOR Mitad de la Corrida

Nafta Corriente de producto enviada al Proceso de

Recuperación de Gas (Unidad 13)

PSA Unidad de Adsorción por Oscilación de Presión

SOR Comienzo de la Corrida



1.3 DESCRIPCION DEL PROCESO

La Unidad Hidrotratadora de Nafta (NHT) es utilizada para hidrogenar las diolefinas

contenidas en la nafta estabilizada del coquificador obtenida en la Planta de

Recuperación de Gas (GRP). La unidad consta de tres secciones principales: una

sección de reacción, una sección de fraccionamiento y una sección de suministro y

purificación de hidrógeno.

La nafta estabilizada del coquificador entra en la unidad NHT a través del Tambor de

Reposición de Alimentación de Nafta 02V101 y es precalentada y mezclada con

hidrógeno, antes de entrar al primero de los dos reactores. Aproximadamente el 10 % de

las diolefinas son hidrogenadas en el reactor de fase líquida 02R101A/S, el cual tiene un

catalizador de fase mixta. La corriente de nafta continúa a través de otro precalentador

02E102A/B/C y recibe más hidrógeno antes de ser calentada en el calentador a gas

02F101, luego de lo cual se le envía al reactor de fase de vapor 02R102. Las diolefinas

que no recibieron hidrógeno en el primer reactor, son hidrogenadas por completo en el

segundo reactor. Al mismo tiempo, se les elimina cualquier compuesto de azufre o

nitrógeno.

1.3.1 Sección de Reacción

La alimentación fresca para el reactor es la nafta del coquificador que procede del

Enfriador de Nafta 01EA305, situado en la planta GRP. La nafta es, entonces, filtrada en

el Filtro de Alimentación 02S101 y enviada al Tambor de Compensación de Alimentación

02V101; durante el arranque, los volúmenes de alimentación son complementados con

nafta almacenada y nafta de la columna estabilizadora C101. La alimentación es, luego,

enviada a los reactores de fase líquida 02R101A/S mediante las bombas 02P101A/S, a

través de la sección tubular de los intercambiadores de efluentes 02E101A/B. Es

posible, además, recibir nafta sin tratamiento previo desde almacenamiento.

En la unidad de Adsorción por Oscilación de Presión (PSA), el hidrógeno procedente de

la sección de suministro es depurado hasta un 99,9 % y alimentado a la sección de



reacción como hidrógeno de reposición; mediante control de flujo, una parte de este

volumen es enviada al segundo reactor 02R102 y la otra, también mediante control de

flujo, al Reactor de Fase Líquida 02R101A/S. A éste último Reactor llega un volumen de

hidrógeno que está en relación con la alimentación fresca mientras que la cantidad de

hidrógeno enviada al Segundo Reactor 02R102, es controlada por presión en el Tambor

Separador 02V102.

La mezcla formada por la nafta fresca de alimentación y una parte del hidrógeno de

reposición es calentada, al fluir a través del lado de los tubos de un intercambiador de

calor, con los efluentes del segundo reactor en los intercambiadores de Alimentación del

Reactor de la Primera Etapa / Efluente del Reactor de la Segunda Etapa, 02E101A/B. A

fin de controlar la temperatura de entrada de la alimentación al Reactor de Fase Líquida

02R101A/S, una parte importante de los efluentes del segundo reactor se desvía de la

carcasa de los intercambiadores de Alimentación del Reactor de la Primera Etapa /

Efluente del Reactor de la Segunda Etapa, 02E101A/B, a través de un puente o

empalme controlado por TY-21002B. Aún cuando el material que no pasó a través del

desvío de los primeros intercambiadores de Alimentación del Reactor de la Primera

Etapa / Efluente del Reactor de la Segunda Etapa, 02E101A/B, es bifásico, es preferible

evitar el recalentamiento de la corriente de alimentación a través del intercambiador

puesto que ello podría causar polimerización de las diolefinas.

La reacción de hidrogenación ocurre sobre el catalizador localizado en el Reactor de

Fase Líquida 02R101A/S y en el Segundo Reactor 02R102. El Reactor de Fase Líquida

02R101A/S ha sido dimensionado para un ciclo de vida del catalizador de 3 meses

mientras que el Segundo Reactor 02R102 ha sido dimensionado para un ciclo de dos

años. Alrededor del 10 % de las olefinas son hidrogenadas en el reactor de la 1era.

etapa.

Debido a la alta temperatura de reacción que se produce, particularmente dentro del

Segundo Reactor 02R102, y a fin de operar el catalizador dentro de un rango de

temperatura óptimo, la alimentación al segundo reactor es mezclada con una corriente

diluente inerte de nafta tratada procedente del Tambor Separador 2V102; por otra parte,

entre los lechos de catalizador del Segundo Reactor 02R102 se inyecta líquido frío para



enfriamiento instantáneo (nafta tratada) a un flujo controlado por la temperatura del lecho

del catalizador.

El flujo del diluente es establecido mediante control de flujo en concordancia con la

alimentación de nafta fresca al coquificador. En el caso de un alto contenido de olefinas

(Caso Base, 49 % de olefinas) la relación entre el diluente y la alimentación debe fijarse

en 0,5 (máximo) para evitar diferenciales de temperatura excesivos en el Segundo

Reactor 02R102. Para el Caso Alterno (bajo contenido de olefinas, 32 %) no se requiere

diluente puesto que el diferencial de temperatura a través de cada lecho es menor de 50

°C: Para composiciones variables de alimentación cuyo contenido de olefinas esté entre

32 y 49 %, la relación diluente / alimentación debe fijarse a un valor que permita

mantener el diferencial de temperatura a través de cada lecho en el Segundo Reactor

02R102 por debajo de 50 °C.

Para el caso de bajo contenido de olefinas, puede recuperarse suficiente calor de los

efluentes del reactor para calentar la alimentación a la temperatura de entrada del

reactor en el intercambiador Alimentación del Reactor de la Segunda Etapa / Efluente

02E102A/B/C, sin el concurso del calentador. Sin embargo, en caso de que se desee

mantener una carga continua en el Calentador de Alimentación del Segundo Reactor,

02F101, que evite arrancar y parar el calentador continuamente, la temperatura de salida

de dicho calentador puede fijarse por encima de la temperatura de entrada del reactor, la

cual puede obtenerse al valor deseado al mezclar la alimentación con el diluente en la

entrada del reactor. A fin de controlar la temperatura de entrada al Segundo Reactor

02F101, manteniendo relativamente constante el flujo de diluente y en consecuencia, la

alimentación al reactor, se ha añadido un desvío en el Precalentador de Diluente

02E103; el flujo del desvío es controlado por TY-21056.

Debido a la gran cantidad de catalizador que se requiere en el Segundo Reactor 2R102

para un ciclo de vida de dos años, el catalizador puede ser demasiado activo a las

condiciones del comienzo de la corrida (SOR) y pudiese ser necesario tener a la entrada

del reactor una temperatura inferior al valor estimado de 250 °C; puesto que es

imposible que la alimentación entre al calentador a una temperatura por debajo de su

punto de rocío de 238 °C, será necesario calentar la alimentación por encima de 248 °C

en la Alimentación del Reactor de la Segunda Etapa / Efluente 2E102A/B/C y enfriar

súbitamente con diluente hasta alcanzar la temperatura deseada en el reactor. Esto



deberá hacerse aún en el caso de volúmenes de alimentación bajos en olefinas que no

requieren diluente, únicamente con el propósito de limitar el diferencial de temperatura

en el lecho del reactor.

A fin de recuperar la mayor cantidad de calor y aprovechar el “calor de reacción” para

vaporizar la alimentación al segundo reactor en la Alimentación del Reactor de la

Segunda Etapa / Efluente 2E102A/B/C, se utilizan los efluentes del Segundo Reactor

2R102, la alimentación al primer reactor en la Alimentación del Reactor de la Primera

Etapa / Efluente del Reactor de la Segunda Etapa 2E101A/B y el Precalentador de

Diluente 2E103. La alimentación en estado de vapor del segundo reactor es llevada a la

temperatura de reacción por el Calentador de Alimentación del Segundo Reactor

02F101.

Al volumen de efluentes del reactor, se le inyecta agua de lavado mediante control de

flujo a la salida del sistema de recuperación de calor, lo cual permite lavar los efluentes

para evitar la formación de depósitos de sulfuro de amonio en el enfriador con aire; en el

tanque 02V104 del Sistema de Condensado del Proceso, se almacena condensado

proveniente del intercambiador 06E202 para ser utilizado como agua de lavado. Para

reemplazar los volúmenes consumidos y desechados de agua, la corriente de agua de

reciclo que proviene del Tambor Separador 02V102 es mezclada con agua fresca e

inyectada a los efluentes del Reactor a la entrada del Enfriador de Aire de los Efluentes

del Reactor 02EA104.

Antes de llegar al Tambor Separador 02V102, los efluentes del reactor son enfriados

inicialmente en el Enfriador 02EA104 y luego, en el Enfriador de Regulación de los

Efluentes del Reactor 02E105.

El gas del Tambor Separador 02V102 que comprende el total de los gases de reciclo y

de purga (el cual generalmente no fluye) es circulado por el Compresor de Reciclo

02K101C.

Una parte de la fase líquida es mezclada con agua de lavado fresca y reciclada hasta la

entrada del Enfriador con Aire de los Efluentes del Reactor 02EA104, en tanto que el

volumen neto de agua de desecho es enviado mediante control de nivel de interfaz al



Tambor de Desgasificación de Agua Agria 03V402 situado en el área del Despojador de

Agua Agria.

La fase líquida de hidrocarburos se divide en tres corrientes: el volumen neto de

producto líquido es enviado bajo control de nivel a la Columna Estabilizadora 02C101

mientras que el diluente es enviado mediante control de flujo a la entrada de la

alimentación del Segundo Reactor 02R102 donde es mezclado y el producto enfriado es

inyectado entre los lechos del reactor.

1.3.2 Sección de Compresión y Purificación de Hidrógeno

La sección de compresión / purificación de hidrógeno produce hidrógeno de alta pureza

(99,9 %) que será utilizado como reposición en la sección de reacción del hidrotratador.

El gas crudo de alimentación, el cual incluye un 80 % de H2 gaseoso, fluye a través de

una tubería de 10 pulgadas desde la Instalación de SUPEROCTANOS en las

inmediaciones y llega al Tambor de la Succión del Compresor de Gas Crudo, 02V110.

El gas de alimentación es comprimido en las primeras tres etapas del Compresor de

Gas Crudo 02K101A hasta la presión requerida en la Unidad de Purificación de H2. Los

Compresores de Reciclo de Gas Crudo / Reforzadores de H2 02K101A/B/C son

compresores reciprocantes de seis cilindros capaces de manejar hidrógeno crudo

gaseoso, reforzar el H2 y comprimir el gas de reciclo en un solo equipo; para limitar la

temperatura de descarga del compresor hasta un máximo de unos 100 °C, existen

enfriadores dentro del equipo y después del mismo. Mediante control de presión, el gas

comprimido (80 % de H2) es, entonces, enviado a la Unidad de Purificación de Hidrógeno

(PSA); el equipo incluye una línea para control de evacuación que permite que cada

servicio del compresor opere en reciclo total.

En este caso, la purificación de hidrógeno se basa en la posibilidad que tiene el

adsorbente (zeolita) contenido en la Unidad de Adsorción por Oscilaciones de Presión

(PSA) de 5 lechos de adsorber más impurezas en una fase de alto contenido de gas, a

una presión parcial alta que a una baja; las impurezas son adsorbidas en el adsorbedor

a una presión parcial mayor y desorbidas a una presión parcial menor. La presión parcial

de las impurezas es disminuida “oscilando” la presión del adsorbedor desde el valor de



la presión del gas de alimentación hasta el de la presión del gas de cola, utilizando como

purga producto gaseoso, en este caso, hidrógeno de alta pureza. El hidrógeno es

adsorbido únicamente en pequeñas cantidades y en consecuencia, puede ser

recuperado a alta presión y con un alto grado de pureza. El proceso es cíclico y utiliza

múltiples adsorbedores de manera que los flujos de alimentación, de producto y de gas

de cola son prácticamente constantes.

El hidrógeno gaseoso de alta pureza (99,9 %) producido en la unidad PSA es

comprimido hasta 43,4 barg por el Compresor Reforzador de H2 02K101B; el hidrógeno

de reposición de alta pureza (99,9 %) llega mediante control de flujo al Reactor de Fase

Líquida 02R101A/S y mediante control de presión, al Segundo Reactor 02R102. El

Enfriador Reforzador de Evacuación de H2 está diseñado para controlar completamente

la evacuación total hasta el Tambor de la Succión del Compresor Reforzador de H2,

cuando el compresor reforzador es operado en reciclo total.

El hidrógeno de reciclo proveniente del Tambor de Separación de Condensado del

Compresor de Reciclo 02V103 en la sección de reacción es comprimido por el

Compresor de Reciclo 02K101C. El hidrógeno de reciclo regresa, mediante control de

flujo, a la sección de reacción. Se provee, asimismo, una línea de evacuación desde la

descarga hasta la entrada del Enfriador de Aire de los Efluentes del Reactor, 02E104, en

la sección de reacción. La evacuación es operada por la presión de descarga.

El gas de cola sale de la unidad PSA a una presión de 0,3 barg y es direccionado a los

quemadores de baja presión del Calentador de Carga de la Columna Atmosférica

01F101 para ser utilizado como combustible.

1.3.3 Sección de Fraccionamiento

La nafta hidrogenada que sale del Tambor Separador 02V102 fluye a través de la

sección de la Carcasa del Intercambiador Alimentación del Estabilizador / Fondos,

02E110, para alimentar la entrada de la Columna Estabilizadora 02C101 al nivel de la

bandeja 9; allí, la nafta es estabilizada y el H2S y los otros componentes livianos son

eliminados mediante fraccionamiento.



El vapor del tope es condensado parcialmente en el Condensador del Estabilizador

02E109 y entra al Tambor del Tope del Estabilizador, 02V105, donde las fases se

separan. Mediante control de presión, los gases que salen del tambor del tope del

estabilizador llegan a la succión de la segunda etapa del Compresor de Gas Húmedo

02K301, en la Planta de Recuperación de Gas; mediante control de flujo, todo el líquido

condensado regresa al tope del Estabilizador 02C101 como reflujo. Finalmente, el agua

agria es enviada al cabezal de agua agria.

El Condensador del Estabilizador 02E109 ha sido diseñado para proporcionar capacidad

en exceso (35 %), la cual puede crear un exceso de reflujo en el Estabilizador 02C101

durante la operación normal. Para evitar un enfriamiento excesivo del Condensador del

Estabilizador 02E109, se ha instalado un desvío de vapores calientes, de manera que la

cantidad de livianos que se desee en la nafta de reflujo esté determinada previamente

mediante control de flujo. Al fijar la cantidad de vapores en la tubería de desvío alrededor

del Condensador del Estabilizador 02E109, se controla el nivel de líquido en el Tambor

del Tope del Estabilizador, 02V105; el reflujo está bajo control de flujo. De manera

alterna, el operador puede controlar el nivel en el tambor, reajustando la tasa de flujo;

para activar el control alterno, se dispone de un interruptor manual.

Mediante control de flujo, de la bandeja 34 se obtiene nafta liviana hidrotratada como

producto colateral y se le enfría en el Enfriador con aire de Nafta Liviana Hidrotratada

02EA111, antes de enviarla al almacenamiento de crudo sintético.

En la Columna Estabilizadora 02C101 se ha incluido un Rehervidor del Estabilizador,

tipo termosifón, 02E108, el cual saca el líquido de la bandeja en la parte alta y algo del

líquido del rehervidor que regresa de un área encerrada por un deflector de la Columna

Estabilizadora 02C101, al fondo. Los fondos de la columna son rehervidos con vapor de

alta presión AP, el cual está bajo control de flujo reajustado por la temperatura del líquido

en la bandeja 40. El líquido en exceso del fondo sale de la Columna Estabilizadora

02C101 como producto pesado de nafta hidrotratada.

El producto de los fondos de la nafta pesada hidrotratada es enfriado inicialmente al

pasar a través de la sección tubular del Intercambiador Alimentación del Estabilizador /

Fondos, 02E110, y adicionalmente, hasta la temperatura de 54 °C del límite de batería en



el Enfriador de Aire de Nafta Pesada Hidrotratada, 02E102. Una parte de la nafta pesada

hidrotratada es enviada mediante control de flujo al almacenamiento de diluente de nafta

y una cantidad pequeña del producto de los fondos de la nafta pesada hidrotratada es

enviada como nafta de lavado a la Unidad de Tratamiento Cáustico en la Unidad Merox

(13A); la nafta pesada hidrotratada remanente es mezclada con la nafta liviana

hidrotratada y enviada al almacenamiento de crudo sintético.

1.3.4 Sección de Suministro y Purificación de Hidrógeno

El propósito de la sección de Suministro y Purificación de Hidrógeno es proporcionar a la

sección de reacción del Hidrotratador, hidrógeno de reposición de 99,9 % de pureza.

A través de una tubería de 10 pulgadas, se envía hasta el Tambor de la Succión del

Compresor de Gas Crudo, 02V110, el gas crudo de alimentación (el cual contiene un 80

% de H2) que se recibe de la instalación de SUPEROCTANOS localizada en las

inmediaciones, a fin de que en las primeras tres etapas del compresor sea comprimido

hasta la presión requerida por la Unidad de Purificación de H2. Cada uno de los

Compresores de Reciclo de Gas Crudo / Reforzamiento de H2 02K101A/B/C es una

unidad reciprocante capaz de manejar hidrógeno crudo en estado gaseoso, reforzar el

H2 y reciclar el gas comprimido dentro de un mismo equipo. Para limitar la temperatura

de descarga del compresor a un máximo de 100 °C, existen enfriadores dentro del

equipo y después del mismo. Mediante control de presión, el gas comprimido (80 % de

H2) es, entonces, alimentado a la Unidad de Purificación de Hidrógeno (PSA). El equipo

incluye un control de evacuación para permitir que cada servicio del compresor opere

en reciclo total, en caso de que sea necesario.

En este caso, la purificación de hidrógeno se basa en la posibilidad que tiene el

adsorbente (zeolita) contenido en la Unidad de Adsorción por Oscilaciones de Presión

(PSA) de 5 lechos de adsorber más impurezas contenidas en una fase de alto contenido

de gas, a una presión parcial alta que a una baja; las impurezas son adsorbidas en el

adsorbedor a una presión parcial mayor y desorbidas a una presión parcial menor. La

presión parcial de las impurezas es disminuida “oscilando” la presión del adsorbedor

desde el valor de la presión del gas de alimentación hasta el de la presión del gas de

cola, utilizando como purga producto gaseoso (en este caso, hidrógeno de alta pureza).



El hidrógeno es adsorbido únicamente en pequeñas cantidades y en consecuencia,

puede ser recuperado a alta presión y con un alto grado de pureza. El proceso opera

por ciclos y utiliza múltiples adsorbedores de manera que los flujos de alimentación, de

producto y de gas de cola son prácticamente constantes.

El hidrógeno gaseoso de alta pureza (99,9 %) producido en la PSA es comprimido hasta

43,4 barg por el Compresor Reforzador de H2 02K101B; el hidrógeno de reposición de

alta pureza (99,9 %) llega mediante control de flujo a los Reactores de Fase Líquida

02R101A/S y mediante control de presión, al Reactor de la Segunda Etapa 02R102. El

Enfriador Reforzador de H2 02E118 está diseñado para un control total de derrames

hasta el Tambor de la Succión del Compresor Reforzador de H2, 02V111, cuando el

compresor reforzador es operado a reciclo total.

El hidrógeno de reciclo proveniente del Tambor de Separación de Condensado del

Compresor de Reciclo, 02V103 es comprimido en la sección de reacción por el

Compresor de Reciclo 02K101C . El hidrógeno regresa a la sección de reacción,

mediante control de flujo. Una línea de evacuación es provista desde la descarga hasta

la entrada del Enfriador de Aire de los Efluentes del Reactor 02EA104. La línea de

descarga es operada por la presión.

El gas de cola sale de la unidad PSA a una presión de 0,3 barg y es direccionado a los

quemadores de baja presión del Calentador de Carga de la Columna Atmosférica

01F101 para ser utilizado como combustible.



1.4 CONTROL DEL PROCESO

El control de proceso de la unidad está relacionada con la hidrogenación de

olefinas/diolefinas, remoción de azufre y algunos metales orgánicos, por adsorción a

través de dos etapas catalítica.

1.4.1 Control

Los parámetros operacionales no controlados directamente en la unidad son: la tasa de

flujo de nafta estabilizada del enfriador de nafta del G.R.P (01EA305), la tasa de flujo de

nafta no tratada del tanque (05T103). En un evento basado en algunos de los parámetros

anteriores, el operador de la unidad deberá notificar a los operadores de las otras

unidades para tomar las acciones correctivas.

Los parámetros operacionales controlados directamente en la unidad son: el control de

presión sobre el gas de hidrógeno proveniente de Superoctanos, la rata de flujo de gas

de rechazo del P.S.A al calentador de carga de la columna atmosférica (01F101) en la

unidad de Crudo, la rata de flujo de nafta pesada hidrotratada al tanque de diluente de

nafta, la rata de flujo de nafta liviana hidrotratada al tanque de crudo sintético liviano

(05T109), el control de presión del acumulador 02V105 a la succión de la segunda etapa

del compresor de gas húmedo en G.R.P, la tasa de flujo de agua agria a la unidad de

Aguas Agrias, la tasa de flujo de gas de purga al Absorvedor de Amina (01C304) en

G.R.P y control de nivel sobre el condensado del enfriador de condensado de procesos

(01E315) en G.R.P.

1.4.2 Tasa de flujo de Diluente



La tasa de flujo es ajustada por el relacionador del flujo de alimentación de nafta fresca

de G.R.P. Para alto contenido de olefinas (Caso base, 49% de olefinas), la relación de

diluente/alimentación fresca será ajustada a 0.5 (máximo) para evitar diferenciales de

temperaturas excesivos en el segundo reactor 02R102. Para el Caso alterno (32% de

olefinas), la inyección de diluente no es requerida, ya que el diferencial de temperatura a

través de cada lecho es menor de 50ºC. Para variaciones en la composición de la

alimentación con contenido de olefinas entre 32 y 49 %, la relación diluente/alimentación

fresca será ajustada como se requiera para mantener el diferencial de temperatura por

debajo de 50ºC a través de cada lecho del segundo reactor 02R102.

1.4.3 Tasa de flujo de Hidrógeno

El hidrógeno de sección de suministro de Hidrógeno es purificado a 99% en la unidad de

P.S.A y suministrado a la sección de reacción como hidrógeno de reposición. Una parte

del hidrógeno de reposición es enviado bajo control de flujo al segundo reactor 02R102, y

otra parte es enviado al reactor de fase líquida 02R101A/S, también bajo control de flujo.

La porción enviada al reactor de fase líquida 02R101A/S es ajustada por el relacionador

de alimentación fresca. La cantidad de hidrógeno enviada al segundo reactor 02R102, es

controlada por la presión en el separador 02V102.



1.5 BASES DEL DISEÑO

La Unidad Hidrotratadora de Nafta está diseñada para hidrogenar nafta producida en la

Unidad de Coquificación Retardada y estabilizada en la Planta de Recuperación de Gas;

el proceso, además, elimina el azufre de la nafta estabilizada. Una parte de la nafta

hidrotratada es utilizada como diluente para el crudo y el resto, es mezclada con el

crudo sintético producido.

La nafta de alimentación del Hidrotratador contiene 0,96 % en peso de azufre y algunos

metales orgánicos, los cuales se eliminarán por adsorción en un catalizador de doble

lecho durante el proceso de hidrogenación.

La nafta del coquificador muestra generalmente un alto contenido de diolefinas y

olefinas, así como un alto contenido de azufre y de nitrógeno.

La sección de reacción está diseñada para dos casos de operación: un Caso Base y un

Caso Alterno. El caso base es el caso de diseño con una nafta de coquificador que

contiene un 49 % VL de olefinas; en el caso alterno, el contenido de olefinas de la nafta

es de 32 % VL.

En el caso de alto contenido de olefinas (caso base), la relación diluente a alimentación

se fija a 0,5 (máximo) para evitar diferenciales de temperatura excesivos en el segundo

reactor. En el caso de bajo contenido de olefinas, 32 % (caso alterno), no se requiere

diluente para controlar la temperatura del reactor.



En la sección de fraccionamiento, la nafta hidrogenada es separada en fracciones

pesadas y livianas.

En la sección de suministro y purificación de hidrógeno, el gas puro que contiene 80 %

de hidrógeno es depurado hasta un 99,9 % y utilizado para saturación (hidrogenación) de

la corriente de nafta que procede del coquificador.

1.6 INTERCONEXION CON OTRAS UNIDADES DE PROCESO

Las corrientes de alimentación dentro de la Unidad Hidrotratadora de Nafta consisten en

Nafta del Coquificador procedente del coquificador retardado y Gas de Purga con 80%

de H2 procedente de la instalación de SUPEROCTANOS. La corriente de alimentación

de nafta es estabilizada en la Planta de Recuperación de Gas (GRP); la nafta obtenida

de la unidad NHDT es enviada a almacenamiento o utilizada como diluente para la

mezcla.

1.6.1 Nafta Estabilizada proveniente de la GRP

El diseño se basa en los dos casos siguientes:

Caso Base(Olefinas Altas)

Caso Alterno(Olefinas Bajas)

BPD 10.165 10.165

kg./h 50.831 50.831

P & N, % VL 42,0 59,0

O, % VL 49,0 32,0

A, % VL 9,0 9,0

Azufre, % en peso 0,96 0,96

Gravedad API 55,9 55,9

Nitrógeno, ppm enpeso

100 100

Valor Dieno 6,3 6,3

SiO2, ppm en peso 100 10



Número de Bromo 87,7 87,7 *

Temperatura, °C 55 55

Presión, barg 4,1 4,1

(*) Se admitió que el número especificado de bromo de 87,7 era incompatible con el 32

% Vol de olefinas; éste 32 % Vol de olefinas se utilizó como caso de diseño con

contenido mínimo de olefinas. El contenido máximo de olefinas de 49 % es

incompatible con el número de bromo de 87,7 y el consumo calculado de hidrógeno

para este caso guardó relación con la experiencia previa de CONOCO.

Livianos,% en peso Caso Base Caso Alterno

C2 0,00024 0,00024C3 = 0,03 0,03C3 0,11 0,11i-C4 0,16 0,16C4 = 0,78 0,78n-C4 1,08 1,08C5 + 97,84 97,84

Porcentaje Destiladode VL

Caso Base yTBP

Caso AlternoASTM

IBP, °C - 9,1 38,410 47,9 75,930 85,9 99,750 128,1 130,970 158,6 153,390 191,5 180,2EP 218,1 204,4

1.6.2 Gas de Purga de la Planta de SUPEROCTANOS

La tabla siguiente resume las propiedades de la alimentación de diseño para la sección

de suministro y purificación de H2.

Gas de Purga de

SUPEROCTANOS

Composición Unidad SOR MOR EOR

H2 % de mol 84,76 82,22 80,05N2 % de mol 1,69 1,22 1,52



CO % de mol 1,52 1,23 1,72CO2 % de mol 0,43 0,42 0,39C1 % de mol 9,01 9,65 11,93C2 = % de mol 0,34 0,23 0,44C2 % de mol 0,22 0,27 0,43C3 = % de mol 0,93 1,29 1,74C3 % de mol 0,22 0,45 0,83C4 = % de mol 0,46 1,37 0,33i-C4 % de mol 0,72 1,65 0,62n-C4 % de mol 0,00 0,00 0,00Impurezas - - - -H2O ppm en vol < 10 < 10 < 10Azufre Total ppm en vol < 1 < 1 < 1HCl ppm en vol < 1 < 1 < 1

1.6.3 Gas de Purga de SUPEROCTANOS

La tabla siguiente resume las propiedades de la alimentación alterna para la sección de

suministro y purificación de H2.

Composición Unidad Gas de Purga de

SUPEROCTANOS

H2 % de mol 80,69N2 % de mol 0,11CO % de mol 2,57CO2 % de mol 3,18C1 % de mol 11,62C2 = % de mol 0,00C2 % de mol 0,42C3 = % de mol 0,00C3 % de mol 0,81C4 = % de mol 0,00i-C4 % de mol 0,60n-C4 % de mol 0,00Impurezas _ _H2O ppm en vol < 10Azufre Total ppm en vol < 1HCl ppm en vol < 1

1.6.4 Propiedades de los Productos



Los principales productos obtenidos de la Unidad Hidrotratadora de Nafta son: la Nafta

Hidrotratada Liviana, la Nafta Hidrotratada Pesada, el Gas Estabilizado y el Gas de Cola

de la unidad P.S.A.

1.6.5 Nafta HDT Liviana

Caso 1 Caso 2Tasa de Flujo, BPSD 1.500 3.000Gravedad API 61,1 60,6H2S, ppm en peso <1,0 <1,0ASTM D-86 (°C)2 % en vol 38,7 39,15 % en vol 46,3 48,610 % en vol 57,8 61,630 % en vol 71,5 73,750 % en vol 94,2 96,870 % en vol 128,0 128,890 % en vol 173,2 172,995 % en vol 182,5 182,298 % en vol 185,5 185,2

1.6.6 Nafta HDT Pesada

Caso 1 Caso 2

Tasa de Flujo, BPSD 8.623 7.123Gravedad API 56,2 55,3H2S, ppm en peso < 1,0 < 1,0ASTM D-86 (°C)2 % en vol 66,3 70,75 % en vol 74,0 76,3



10 % en vol 77,7 80,430 % en vol 106,5 114,650 % en vol 133,0 138,470 % en vol 155,9 160,190 % en vol 181,3 182,395 % en vol 184,9 185,298 % en vol 184,9 185,2

1.6.7 Gas Estabilizado

Composición Caso 1 Caso 2

H2O 3,67 3,67H2S 506,99 506,99H2 18,0 18,0CH4 6,00 6,00C2H6 0,00 0,00C3H8 71,92 71,90i-C4 72,13 71,63n-C4 525,97 526,51C5 + 3,47 3,48Total 1.208,15 1.208,17

1.6.8 Gas de Cola

El gas de cola de la unidad de purificación de H2 (PSA) tiene las siguientes propiedades.

Las propiedades del gas de cola deben ser confirmadas por el ente que concede la

licencia de purificación de H2.

Temperatura, °CPresión, kg./cm2 (G)LHV, kcal/kg

38,00,387,1

Composición Kg./h (Diseño)



H2 186,90N2 262,27CO 310,15CO2 110,49CH4 1232,09C2H4 79,46C2H6 83,24C3H6 471,36C3H8 235,62

i-Buteno 119,19i-C4 231,99Total 3.322,76

1.7 REQUERIMIENTOS DE SERVICIOS, CATALIZADOR Y QUIMICOS

1.7.1 Requerimientos de Servicios

Los requerimientos de servicios generales estimados para la Unidad Hidrotratadora de

Nafta para el caso de operación normal se muestran a continuación.

Características Nominales

Servicio Presión, barg Temperatura, °C Cantidad

Agua de Enfriamiento 6,0 34 335,129 kg./h

Vapor HP 41,1 388 15,971 kg./h (2)

Condensado 16,5 44 500 kg./h

Gas Combustible (Adsorbido) 4,1 39 1.815 MM kcal/h

Energía Eléctrica 4000 V / 3 / 60

460 V / 3 / 60

2.163,3 kw

Notas:

1. Los requerimientos de las secciones de Reacción y Fraccionamiento para el caso

de operación normal y los requerimientos de la sección de Suministro y de

Hidrógeno para el caso de diseño, están incluidos en esta cifra.

2. Se incluye el requerimiento intermitente en 02E106.



1.7.2 Especificaciones de Catalizadores y Químicos

A. Catalizador

• LD-145

Este catalizador está presente en el Reactor de Fase Líquida 02R101A/S y en el

Segundo Reactor de Fase de Vapor 02R102. Su vida útil estimada es de dos años.

Fabricante: Procatalyse

Presentación: Gránulos de alúmina de alta

pureza con óxidos de níquel y

molibdeno

Tamaño de las Partículas: 2 - 4 mm de diámetro

Densidad de masa (“bulk”): 0,800 g / cm3

Cantidad: 31,2 m3 (24,9 ton métricas)

• HR-306C

Este catalizador está presente en el Reactor de Fase Líquida 02R101A/S y en el

Segundo Reactor de Fase de Vapor 02R102. Su vida útil estimada es de tres meses.

Fabricante: Procatalyse

Presentación: Extruidos cilíndricos de alúmina de

muy alta pureza, cargados con

óxidos de cobalto y molibdeno

Tamaño de las Partículas: 1,2 mm de diámetro, 4 mm de

longitud

Densidad de masa (carga apisonada): 0,670 g / cm3

Cantidad: 140,1 m3 (93,9 ton métricas)

B. Gránulos de Alúmina

Tipo: Mulita o equivalente

Cantidad: ¼” de diámetro: 3,28 m3

3/4” de diámetro: 4,62 m3

C. Agente Antioxidante

Inyectado en la alimentación a una tasa de 10 ppm en peso, después de su dilución

al 10% en peso con un corte de gasolina.



Tipo: Dupont 22, Kerobit BPT o Topanol M o equivalente.

Consumo estimado: 4,4 tons / año

D. DMDS (Agente Sulfurante para Catalizador Sulfurizado)

Se realizan inyecciones intermitentes del producto durante el arranque y al

reemplazar el catalizador.

Consumo Estimado: 1,5 tons para cada uno de los 02R101A&S (por

reemplazo) y 12,4 tons para el 02R102.

1.8 BALANCE DE MASA

Casos:

Balance Total de Masa y Calor – Hidrotratadora de Nafta

Sección de Reacción - Caso Base para SOR

Sección de Reacción - Caso Base para EOR

Sección de Reacción - Caso Alterno para SOR

Sección de Reacción - Caso Alterno para EOR

Caso 1 - 1500 BPSD de Nafta Liviana HDT

Caso 2 - 3000 BPSD de Nafta Liviana HDT

Balances Totales de Masa y Calor - Sección de Suministro y Purificación de

Hidrógeno



BALANCES TOTALES DE MASA Y CALOR - HIDROTRATADORA DE NAFTA

Corriente BPSD °API °C barg MW kg./hMMkcal/h (gpm) [MMSCFD]

Balance Total de Masa y Calor - Hidrotratadora de Nafta

Corriente de Entrada

Gas de Purga de SUPEROCTANOS [10,8] 43,3 3,4 6,5 3.489 0,54

Calor de Compresión 02K101 (H2 Gas Crudo) 0,82

Alimentación Nafta Coquificador de GRP 10.164 55,9 55,0 4,1 104,7 50.831 1,38

Condensado de 06E202 (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,23

Serv Calentam Alim al 2º Reactor 02F101 1,82

Calor de Reacción 9,66

Calor de Compresión 02K101 (Reforz H2) 0,32

Servicio Reherv del Estabilizador 02E108 3,60

Total Entrada 54.820 17,91

Corriente de Salida

Gas de Cola de unidad PSA a 01F101 [3,7] 38,0 0,3 15,1 2.769 0,24

Serv Enfriadores Intern / Poster 02K101 0,82

Agua Agria 02V102 (2,2) 44,0 29,0 18,2 502 - 0,23

Purga a planta GRP 0 100,3 38,2 4,7 0 0,00

Serv Enfr de Aire Eflu React 02EA104 11,06

Serv Enfr Regulación Eflu React 02E105 1,15

Vapor 02V105 a planta GRP [0,73] 0 40,0 12,1 33,2 1.208 0,14

Nafta Liviana Hidrotratada a Almacenam 3.000 61,6 54,0 12,1 95,8 14.622 0,38

Nafta Pesada Hidrotratada a Almacenam 7.123 55,3 54,0 11,4 112,4 35.704 0,91

Agua Agria 02V105 (3) 10,1 40,0 12,1 18,0 11 0,00

Serv Condens del Estabilizador 02E109 0,44

Serv Enfr (Aire) Nafta HDT Liv 02EA111 1,22

Serv Enfr (Aire) Nafta HDT Pes 02EA112 1,64

Total Salida 54.816 17,78

Nota:

Los Balances Generales de Masa y Calor de la Unidad Hidrotratadora de Nafta se basan en el

Caso Base, Fin de la Corrida de la sección del Reactor.



Corriente BPSD °API °C barg MW kg./h MMkcal/h (gpm) [MMSCFD]

Sección de Reacción - Caso Base para SORBalance Total de Masa y Calor



Hidrógeno de Reposición de unidad PSA [7,19] 109,9 42,2 2,0 716 0,28

Condensado de 06E202 (2,2) 44,0 0,3 18,0 500 - 0,23

Serv Calentador Alim al Seg React, 02F101 1,42


Calor de Compresión 02K101 0,32

Total Entrada 52.047 12,83

Corriente de Salida

Nafta Hidrotratada a Estabilizador 10.445 58,4 44,0 14,0 101,3 51.545 1,23

Agua Resid a Despojador Agua Agria (2,2) 44,0 29,0 18,2 501 - 0,23

Purga a GRP 0 100,3 38,2 4,7 0 0,00

Serv Enfr (con Aire) Eflu React, 02EA104 10,60

Serv Enfr Regulación Eflu React, 02E105 1,22

Total Salida 52.047 12,82

Sección de AlimentaciónFiltro de Alimentación 02S101

Entra Aliment Nafta Coquific de GRP 10.164 55,9 55,0 4,1 104,7 50.831 1,38

Sale Aliment Nafta Coquific a 02V101 10.164 55,9 55,0 104,7 50.831 1,38

Tambor de Compensación de la Alimentación 02V101

Entra Alim Nafta Coquific de 02S101 10.164 55,9 55,0 104,7 50.831 1,38

Sale Alim Nafta Coquific a 02P101A/S 10.164 55,9 55,0 1,4 104,7 50.831 1,38

Primera Sección de ReacciónAlimentación Reactor Primera Etapa / Efluentes Reactor Segunda Etapa, 02E101Sección de la Carcasa

Entra Efluentes 02R102 de 02E102(S) 235,1 28,3 61,6 35.988 6,65

Sale Efluentes 02R102 a 02E103(T) 119,4 27,6 61,6 35.988 2,74

Servicio de Calor3,91

Total 35.988 6,65




Sección Tubular

Entra Alim Nafta Coquific de 02P101A / S 10.164 55,9 55,0 41,7 104,7 50.831 1,38

Hidrógeno de Reposición [3,59] 109,9 42,2 2,0 358 0,14

Servicio de Calor 3,91

Total 51.189 5,43

Sale Nafta + H2 de Reposición a 02R101 170,0 39,7 77,3 51.189 5,43

Reactor de Fase Líquida 02R101

Entra Nafta + H2 de Comp de 02E101(T) 170,0 39,7 77,3 51.189 5,43


Total 51.189 7,27

Sale Efluentes 02R101 a 02E102 (T) 218,7 36,7 85 51.189 7,27

Segunda Sección de Reacción

Alimentación Reactor Segunda Etapa / Efluentes, 02E102Sección de la Carcasa

Entra Efluentes 02R102 283,3 29,8 61,6 92.676 21,36

Sale Efluentes 02R102 a 02E101(S) 227,0 28,8 61,6 92.676 16,16


Total 92.676 21,36

Sección Tubular



Hidrógeno de Recicl de 02K101 [15,24] 100,3 38,2 4,7 3.567 0,78


Total 55.114 13,39

Sale Descarga 02E102 a 02F101 272,0 35,2 35,9 55.114 13,39

Calentador de la Alimentación al Segundo Reactor, 2F101

Entra Descarga 02E102 a 02F101 272,0 35,2 35,9 55.114 13,39


Total 55.114 14,81

Sale Descarga 02F101 a Entrada 02F102 306,9 33,5 35,9 55.114 14,81




Segundo Reactor 02R102

Entra Descarga 02F101 306,9 33,5 35,9 55.114 14,81

Diluente Caliente de 02E103 186,9 33,0 101,3 25.415 2,77

Fluido Enfriador 44,0 33,0 101,3 33.138 0,79


Total 113.668 26,16

Sale Efluentes 02R102 283,3 29,8 61,6 113.668 26,16

Precalentador de Diluente 02E103Sección del Carcasa

Entra Diluente de 02P103A / S 44,0 33,5 101,3 25.415 0,60


Total 25.415 2,77

Sale Diluente Caliente a 02R102 186,9 33,0 101,3 25.415 2,77

Sección Tubular

Entra Descarga de la Carcasa 02E101 204,3 26,9 61,6 113.668 17,09

Sale Efluentes 02R102 a 02EA104(T) 185,1 26,4 61,6 113.668 14,92


Total 113.668 17,09

Enfriador de Aire de los Efluentes del Reactor, 02EA104

Entra Descarga de Tubería 02E103 185,1 26,4 61,6 113.668 14,92

Agua de Reciclo de 02P104A / S (30,0) 44,0 27,5 18,2 6.724 - 3,02

Agua de Reposición de 02P102A / S (2,2) 44,0 27,5 18,0 500 - 0,23

Total 120.892 11,66

Sale Efluentes 02R102 60,0 25,2 53,9 120.891 1,07


Total 120.892 11,66




Enfriador de Regulación de los Efluentes del Reactor, 2E105Sección de la Carcasa

Entra Descarga de Tubería 02EA104 60,0 25,2 53,9 120.891 1,07

Sale Descarga 02E105 a 02V102 44,0 24,8 53,9 120.891 - 0,16


Total 120.891 1,07

Tambor Separador 02V102

Entra Descarga 02E105 44,0 24,8 53,9 120.891 - 0,16

Agua Agria de 02V103 0 44,0 24,8 18,2 0 0,00

Total 120.891 - 0,16

Sale Hidrógeno de Reciclo a 02V103 [15,24] 44,0 24,8 4,7 3.567 0,46

Agua Agria a 02P104A / S (32, 2) 44,0 24,8 18,2 7.226 - 3,25

Nafta Producto Enfriador y Diluente 23.065 58,4 44,0 24,8 101,3 110.098 2,62

Total 120.891 - 0,17

Sección de Gas de Reciclo

Tambor de Separación del Compresor de Reciclo, 02V103

Entra Hidrógeno de Reciclo de 02V102 [15,24] 44,0 24,8 4,7 3.567 0,46

Sale Hidrógeno de Reciclo a 02K101 [15,24] 44,0 24,6 4,7 3.567 0,46

Agua Agria a 02V102 0 44,0 24,6 18,2 0 0,00

Total 3.567 0,46

Compresor de Reciclo 02K101


Calor de Compresión 0,32

Total 3.567 0,78

Sale Hidrógeno de Reciclo a 02E102(T) [15,24] 100,3 38,2 4,7 3.567 0,78

Tanque de Agua de Lavado 02V104

Entra Condensado de 06E202 (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,232

Sale Hidrógeno de Reciclo a 02E102(T) (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,232




Sección de Reacción - Caso Base para EORBalance Total de Masa y Calor




Condensado de 06E202 (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,23




Total 52.047 13,23

Corriente de Salida



Purga a GRP 0 100,3 38,2 4,7 0 0,00

Serv Enfr de Aire Eflu React, 02EA104 11,06


Total 52.047 13,21

Sección de AlimentaciónFiltro de Alimentación 02S101





Sale Alim Nafta Coquific a 02P101A/ S 10.164 55,9 55,0 1,4 104,7 50.831 1,38

Primera Sección de ReacciónAlimentación Reactor Primera Etapa / Efluentes Reactor Segunda Etapa, 02E101Sección de la Carcasa




Total 42.447 8,94




Sección Tubular




Total 51.189 6,24



Entra Nafta + H2 de Reposic de 02E101(T) 190,0 39,7 77,3 51.189 6,24


Total 51.189 8,07







Total 87.486 23,87

Sección Tubular



Hidrógeno de Reciclo de 02K101 [15,24] 100,3 38,2 4,7 3.567 0,78


Total 55.114 15,56





Total 55.114 17,38






Entra Descarga 02F101 367,5 33,5 35,9 55.114 17,38

Diluente Caliente de 02E103 197,7 33,0 101,3 25.415 2,97

Fluido Enfriador 44,0 33,0 101,3 24.890 0,59


Total 105.419 28,76

Sale Efluentes 02R102 343,5 29,5 59,8 105.420 28,76

Precalentador de Diluente 02E103Sección de la Carcasa

Entra Diluente de 02P103A / S 44,0 33,5 101,3 25.416 0,61


Total 25.416 2,97

Sale Diluente Caliente a 02R102 197,7 33,0 101,3 25.416 2,97

Sección Tubular




Total 105.420 17,48





Total 112.644 11,86

Sale Efluentes 02EA104 60,0 25,2 52,1 112.643 0,80


Total 112.644 11,86




Enfriador de Regulación de los Efluentes del Reactor, 2E105Sección de la Carcasa

Entra Descarga de Tubería 02EA104 60,0 25,2 52,1 112.643 0,80



Total 112.643 0,80


Entra Descarga 02E105 44,0 24,8 52,1 112.643 - 0,35

Agua Agria de 02V103 0 44,0 24,8 18,2 0 0,00

Total 112.643 - 0,35


Agua Agria a 02P104A / S (32, 2) 44,0 24,8 18,2 7.226 - 3,25

Nafta Prod, Enfriador y Diluente 21.337 58,4 44,0 24,8 101,3 101.851 2,42

Total 112.644 - 0,36





Agua Agria a 02V102 0 44,0 24,6 18,2 0 0,00

Total 3.567 0,46




Total 3.567 0,78




Sale Agua de Lavado 02P102A/S (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,232




Sección de Reacción - Caso Alterno para SORBalance Total de Masa y Calor




Condensado de 06E202 (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,23




Total 51.879 8,88

Corriente de Salida



Purga a unidad GRP 0 100,3 38,2 4,7 0 0,00

Serv Enfr (Aire) Eflu React, 02EA104 6,97


Total 51.879 8,85

Sección de Alimentación

Filtro de Alimentación 02S101





Sale Alim Nafta Coquific a 02P101A/ S 10.164 55,9 55,0 1,4 104,7 50.831 1,38




Primera Sección de ReacciónAlimentación Reactor Primera Etapa / Efluentes Reactor Segunda Etapa, 02E101

Sección de la Carcasa




Total 39.209 7,24

Sección Tubular




Total 51.105 5,33



Entra Nafta + H2 de Reposic de 02E101(T) 170,0 39,7 82,3 51.105 5,33


Total 51.105 6,92





Segunda Sección de ReacciónAlimentación Reactor Segunda Etapa / Efluentes, 02E102





Total 47.625 11,69

Sección Tubular



Hidrógeno de Recicl de 02K101 [15,15] 100,3 38,2 4,7 3.547 0,78


Total 54.926 12,37





Total 54.927 12,37



Entra Descarga 02F101 250,1 33,5 37,6 54.927 12,37

Diluente Caliente de 02E103 --- 33,0 101,0 0 0,00

Fluido Extintor 44,0 33,0 101,0 20.223 0,48


Total 75.150 18,44

Sale Efluentes 02R102 296,9 29,8 51,3 75.150 18,44




Precalentador de Diluente 02E103


Entra Diluente de 02P103A/ S 44,0 33,4 101,0 0 0,00


Total 0,00

Sale Diluente Caliente a 02R102 --- 33,0 101,0 0 0,00

Sección Tubular




Total 75.150 10,04



Agua de Reciclo de 02P104A /S (30,0) 44,0 27,5 18,2 6.724 - 3,02

Agua de Reposición de 02P102A /S (2,2) 44,0 27,5 18,0 500 - 0,23

Total 82.374 6,78

Sale Efluentes 02R102 60,0 25,2 44,2 82.374 - 0,19


Total 82.374 6,78




Enfriador de Regulación de los Efluentes del Reactor, 2E105


Entra Descarga de Tubería 02EA104 60,0 25,2 44,2 82.374 - 0,19



Total 82.374 - 0,19


Entra Descarga 02E105 44,0 24,8 44,2 82.374 - 1,09

Agua Agria de 02V103 0 44,0 24,8 18,2 0 0,00

Total 82.374 - 1,09


Agua Agria a 02P104A / S (32, 2) 44,0 24,8 18,2 7.226 - 3,25


Total 82.373 - 1,10





Agua Agria a 02V102 0 44,0 24,6 18,2 0 0,00

Total 3.547 0,46




Total 3.547 0,78








Sección de Reacción - Caso Alterno para EORBalance Total de Masa y Calor




Condensado de 06E202 (2,2) 44,0 0,4 18,0 500 - 0,23

Serv Calentador Alim al 2º Reactor, 02F101 0,00



Total 51.879 8,87

Corriente de Salida



Purga a GRP 0 100,3 38,2 4,7 0 0,00

Serv Enfr de Aire Eflu Reactor 02EA104 7,00

Serv Enfr Regulación Eflu React 02E105 0,87

Total 51.879 8,85


Filtro de Alimentación 02S101

Entra Alim Nafta Coquific de GRP 10.164 55,9 55,0 4,1 104,7 50.831 1,38

Sale Alim Nafta Coquific a 02V101 10.164 55,9 55,0 104,7 50.831 1,38


Entra Alim. Nafta Coquific de 02S101 10.164 55,9 55,0 104,7 50.831 1,38

Sale Alim Nafta Coquific a 02P101A / S 10.164 55,9 55,0 1,4 104,7 50.831 1,38




Primera Sección de Reacción

Alimentación Reactor Primera Etapa / Efluentes Reactor Segunda Etapa, 02E101Sección de la Carcasa




Total 58.395 11,77

Sección Tubular

Entra Alim Nafta Coquific de 02P101A/ S 10.164 55,9 55,0 41,7 104,7 50.831 1,38



Total 51.105 6,11



Entra Nafta + H2 de Comp de 02E101(T) 190,0 39,7 82,3 51.105 6,11


Total 51.105 7,70










Total 53.139 14,93

Sección Tubular



Hidrógeno de Reciclo de 02K101 [15,15] 100,3 38,2 4,7 3.547 0,78


Total 54.926 14,33





Total 54.927 14,33



Entra Descarga 02F101 300,1 33,5 37,6 54.927 14,33

Diluente Caliente de 02E103 --- 33,0 101,0 0 0,00

Fluido Extintor 44,0 33,0 101,0 17.467 0,41


Total 72.394 20,33

Sale Efluentes 02R102 346,7 29,8 50,3 72.394 20,34




Precalentador de Diluente 02E103


Entra Diluente de 02P103A/S 44,0 33,4 101,0 0 0,00


Total 0,00

Sale Diluente Caliente a 02R102 --- 33,0 101,0 0 0,00

Sección Tubular




Total 72.394 9,97





Total 79.618 6,72

Sale Efluentes 02R102 60,0 25,2 43,4 79.617 - 0,28


Total 79.617 6,72

Enfriador de Regulación de los Efluentes del Reactor, 2E105


Entra Descarga de Tubería 02EA104 60,0 25,2 43,4 79.617 - 0,28



Total 79.617 - 0,28





Entra Descarga 02E105 44,0 24,8 44,2 79.617 - 1,15

Agua Agria de 02V103 0 44,0 24,8 18,2 0 0,00

Total 79.617 - 1,15


Agua Agria a 02P104A / S (32, 2) 44,0 24,8 18,2 7.226 - 3,25

Nafta Prod, Prod de Extinc y Dilue 14.382 57,9 44,0 24,8 101,0 68.844 1,62

Total 79.617 - 1,16





Agua Agria a 02V102 0 44,0 24,6 18,2 0 0,00

Total 3.547 0,46




Total 3.547 0,78








CASO 1 (1.500 BPSD NAFTA HDT LIVIANA)

Balance Total de Masa y CalorCorriente de Entrada

Nafta Hidrotratada de 02V102 45,4 13,6 102,0 51.545 1,13

Serv Rehervidor del Estabilizador, 02E108 3,47

Total 51.545 4,60

Corriente de Salida

Vapor 02V105 [0,73] 40,0 12,1 33,2 1.208 0,14

Nafta Hidrotratada Liviana 1.500 61,1 54,0 12,1 96,0 7.293 0,19

Nafta Hidrotratada Pesada 8.623 56,2 54,0 11,4 109,6 43.032 1,10

Agua Agria (3) 10,1 40,0 12,1 18,0 11 0,00

Serv Condens del Estabilizador 02E109 0,48

Serv Enf (Aire) Nafta HDT Liviana 02EA111 0,59

Serv Enf (Aire) Nafta HDT Pesada 02EA112 2,08

Total 51.544 4,60


Entra Descarga 02E105 44,0 24,8 43,4 79.617 - 1,15

Agua Agria de 02V103 0 44,0 24,8 18,2 0 0,00

Total 79.617 - 1,15


Agua Agria a 02P104A / S (32, 2) 44,0 24,8 18,2 7.226 - 3,25


Total 79.617 - 1,16




Estabilizador 02C101

Entra Nafta Hidrotratada Caliente

Serv Reherv del Estabiliz, 02E108

Total 51.545 6,93

Sale Vapor de 02V105 [0,73] 40,0 12,1 33,2 1.208 0,14

Agua Agria 2,0 10,1 40,0 12,1 18,0 11,0 0,00



Serv Condens del Estabil, 02E109 0,49

Total 51.545 6,93

Condensador / Rehervidor del EstabilizadorCondensador del Estabilizador, 02E109


Entra Vapor del Tope del Estabilizador [2,6] 72,7 12,4 47,6 6.167 0,74

Sale Descarga 02E109 a 02V105 40,0 12,1 47,6 6.167 0,26


Total 6.167 0,74

Rehervidor del Estabilizador, 02E108

Sección Tubular

Entra Vapor del Tope del Estabilizador 32.375 57,8 214,3 12,8 104,5 160.170 19,30


Total 160.170 22,77


Enfriador de Aire de Nafta Hidrotratada Liviana 01EA111

Sección Tubular

Entra Decantado del Estabilizador 1.500 61,1 192,9 12,8 96,0 7.293 0,79

Sale Descarga 02E109 a 02V105 1.500 61,1 54,0 12,1 96,0 7.293 0,19


Total 7.293 0,79




Enfriamiento de la Nafta HDT Pesada

Intercambiador Alimentación / Fondos del Estabilizador, 02E110


Entra Nafta HDT Pesada de 02C101 8.623 56,2 226,9 12,8 109,6 43.032 5,51



Total 43.032 5,51

Sección Tubular

Entra Nafta Hidrotratada de 02V102 45,4 13,1 102,0 51.545 1,13


Total 51.545 3,46

Sale Nafta Hidrotrat Caliente a 02C101 127,7 12,9 102,0 51.545 3,46

Enfriador de Aire de Nafta Hidrotratada Pesada 02EA112

Sección Tubular

Entra Nafta HDT Pesada de 02EA110 8.623 56,2 141,6 12,1 109,6 43.032 3,18

Sale Nafta HDT Pesada a Almacenam 8.623 56,2 54,0 11,4 109,6 43.032 1,10


Total 43.032 3,18




CASO 2 (3.000 BPSD NAFTA HDT LIVIANA)

Balance Total de Masa y Calor


Nafta Hidrotratada de 02V102 45,4 13,6 102,0 51.545 1,13

Serv Rehervidor del Estabilizador, 02E108 3,60

Total 51.545 4,73

Corriente de Salida

Vapor 02V105 [0,73] 40,0 12,1 33,2 1.208 0,14



Agua Agria (3) 10,1 40,0 12,1 18,0 11 0,00

Serv Condens del Estabilizador, 02E109 0,42

Serv Enf (Aire) Nafta HDT Liviana 02EA111 1,22

Serv Enf (Aire) Nafta HDT Pesada 02EA112 1,64

Total 51.544 4,73

Estabilizador 02C101

Entra Nafta Hidrotratada Caliente 123,4 12,9 102,0 51.545 3,33

Serv Reherv del Estabiliz, 02E108 3,60

Total 51.545 6,93

Sale Vapor 02V105 [0,73] 40,0 12,1 33,2 1.208 0,14

Agua Agria 2,0 10,1 40,0 12,1 18,0 11,0 0,00



Serv Condens del Estabil, 02E109 0,44

Total 51.545 6,93




Condensador / Rehervidor del EstabilizadorCondensador del Estabilizador, 02E109


Entra Vapor del Tope del Estabilizador [2,4] 72,1 12,4 47,2 5.752 0,69



Total 5.752 0,69

Rehervidor del Estabilizador, 02E108

Sección Tubular

Entra Líquido de 02C101 32.765 56,8 222,0 12,8 107,4 167.901 21,20


Total 167.901 24,62


Enfriamiento de la Nafta HDT LivianaEnfriador de Aire de Nafta Hidrotratada Liviana 01EA111

Sección Tubular

Entra Decantado del Estabilizador 3.000 60,6 196,0 12,8 96,8 14.622 1,60



Total 14.622 1,60




Enfriamiento de la Nafta HDT Pesada

Intercambiador Alimentación / Fondos del Estabilizador, 02E110


Entra Nafta HDT Pesada de 02C101 7.123 55,3 234,5 12,8 112,4 35.704 4,74



Total 35.704 4,74

Sección Tubular

Entra Nafta Hidrotratada de 02V102 45,4 13,6 102,0 51.545 1,13


Total 51.545 3,33

Sale Nafta Hidrotratada Caliente a 02C101 123,4 12,9 102,0 51.545 3,33

Enfriador de Aire de Nafta Hidrotratada Pesada 02EA112

Sección Tubular

Entra Nafta HDT Pesada de 02EA110 7.123 55,3 137,3 12,1 112,4 35.704 2,54

Sale Nafta HDT Pesada a Almacenam 7.123 55,3 54,0 11,4 112,4 35.704 0,91


Total 35.704 2,54




SECCION DE SUMINISTRO Y DEPURACION DE H2

Balance Total de Masa y Calor


Gas de Purga de SUPEROCTANOS [12,9] 43,3 3,4 6,5 4.187 0,65

Gas de Reciclo de 02V103 [16,7] 44,0 24,6 4,7 3.910 0,95

Calor de Compresión:

H2 Gaseoso Crudo 0,75

Reforzador de H2 0,24

Gas de Reciclo 0,24

Total 8.097 2,83

Corriente de Salida

Gas de Cola PSA a 01F101 [4,4] 38,0 0,3 15,1 3.323 0,29

H2 99,9% a Reactores NHT [8,5] 78,4 43,4 2,0 864 0,46

Gas de Reciclo a 02E102 [16,7] 82,8 38,2 4,7 3.910 1,19

Servicio 02E114 0,26




Total 8.097 2,84

Tambor de la Succión del Compresor de Gas Crudo, 02V110

Entra Gas de Purga de SUPEROCTANOS [12,9] 43,3 4,0 6,5 4.187 0,65

Sale Entrada a 02K101, 1a. Etapa [12,9] 43,3 3,4 6,5 4.187 0,65

Compresor 02K101

Primera Etapa

Entra Vapor de 02V110 [12,9] 43,3 3,4 6,5 4.187 0,65


Total 4.187 0,91

Sale Vapor de la Primera Etapa 02K101 [12,9] 95,0 6,8 6,5 4.187 0,91




Primer Enfriador Intermedio de Gas Crudo 02E114


Entra Vapor de la Primera Etapa 02K101 [12,9] 95,0 6,8 6,5 4.187 0,91

Sale Descarga 02E114 [12,9] 43,0 6,6 6,5 4.187 0,65


Total 4.187 0,91

Segunda Etapa

Entra Descarga 02E114 [12,9] 43,0 6,6 6,5 4.187 0,65


Total 4.187 0,92

Sale Vapor de la Segunda Etapa 02K101 [12,9] 97,4 12,9 6,5 4.187 0,92

Segundo Enfriador Intermedio 02E115


Entra Vapor de la Segunda Etapa 02K101 [12,9] 97,4 12,9 6,5 4.187 0,92

Sale Descarga 02E115 [12,9] 43,0 12,4 6,5 4.187 0,65


Total 4.187 0,92

Tercera Etapa

Entra Descarga 02E115 [12,9] 43,0 12,4 6,5 4.187 0,65


Total 4.187 0,86

Sale Vapor de la Tercera Etapa 02K101 [12,9] 86,8 20,9 6,5 4.187 0,86

Enfriador Posterior de Gas Crudo 02E116


Entra Vapor de la Tercera Etapa 02K101 [12,9] 86,8 20,9 6,5 4.187 0,86

Sale Descarga 02E116 [12,9] 43,0 20,7 6,5 4.187 0,65


Total 4.187 0,86




Cuarta Etapa

Entra Vapor de 02V111 [8,5] 49,0 20,0 2,0 864 0,37


Total 864 0,50

Sale Descarga 02F101 a Entrada 02F102 [8,5] 92,2 31,0 2,0 864 0,50

Enfriador Intermedio del Reforzador de H2, 02E117


Entra Vapor de la Cuarta Etapa 02K101 [8,5] 92,2 31,0 2,0 864 0,50

Sale Descarga 02E117 [8,5] 43,0 29,9 2,0 864 0,35


Total 864 0.50

Quinta Etapa

Entra Vapor de 02E117 [8,5] 43,0 29,9 2,0 864 0,35


Total 864 0,46

Sale H2 99,9 % a Reactor NHT [8,5] 78,4 43,4 2,0 864 0,46

Sexta Etapa

Entra Gas de Reciclo 02V103 [16,7] 44,0 24,6 4,7 3.910 0,95


Total 3.910 1,19

Sale Gas de Reciclo a 02E102 [16,7] 82,8 38,2 4,7 3.910 1,19

Purificación de H2

Entra Vapor de 02E116 [12,9] 43,0 20,7 7,0 4.187 0,65

Sale Gas de Cola a 01F101 [4,4] 38,0 0,3 15,0 3.323 0,29

Vapor de 02V111 [8,5] 49,0 20,0 2,0 864 0,37

Total 4.187 0,66



1.9 MATERIALES DE DESECHO

No existen materiales de desechos en la unidad excepto por los catalizadores usados en

los reactores y éstos son los siguientes:

LD-145

Este catalizador está presente en los reactores de fase líquida 02R101A/S y en el reactor

de fase gaseosa 02R102. El tiempo estimado de vida útil es de dos años.

La cantidad estimada es 31.2 m3 (24.9 Toneladas métricas) cada dos años.

HR-306C

Este catalizador está presente en los reactores de fase líquida 02R101A/S y en el reactor

de fase gaseosa 02R102. El tiempo estimado de vida útil es de tres meses.

La cantidad estimada es 140.1 m3 (93.9 Toneladas métricas) cada tres meses.



1.10 DIAGRAMAS DE FLUJO DEL PROCESO (PFD’s)

Ver Apéndice A.2


FECHA DE ELABORACION: PAGINA 51FECHA DE REVISION:04/29/00 REV 0A

Caso Base para Inicio de Corrida (SOR) - Sección de Reacción

Identificación de laCorriente

2101 2102 2103 2104 2105 2106

Nombre de laCorriente

Nafta alCoquificadordesde GRP

H2 deReposición

H2 de Reposición aReactor Fase Líquida

Alimentación en laEntrada a E101

Entrada al ReactorFase Líquida

Descarga del ReactorFase Líquida

Temperatura, °C 55 110 110 52 170 219

Presión, bara 5,1 43,2 43,2 42,7 40,7 37,7

Fase LIQUIDO VAPOR VAPOR MEZCLA MEZCLA MEZCLA

L / F (molar) 1,000 0,000 0,000 0,752 0,700 0,694

Total, kg./h (Nota 1) 50.831 716 358 51.189 51.189 51.189

Total, kgmol/ h (Nota 1) 485 358 179 662 662 602

Total, bbl / día 10.164

Grav Específica, Cal. 0,7175

Grav Específica, Frío 0,7550

Gravedad API 55,92

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 70,85 265,48 132,74Flujo Estándar m3/h @ 15°C (Nota 1)

8.481,27 4.240,63 0,512 / 2,189 0,671 / 0,755 0,754 / 0,650

Capacidad calórica,kcal / kg -°C

0,512 3,427 3,427 1,52 5,43 7,27

Entalpía, MMkcal / h 1,38 0,28 0,14 289,72 198,09 191,85

Densidad, kg / m3 717,49 2,70 2,70 0,445 / 0,009 0,165 / 0,013 0,122 / 0,013

Viscosidad, cp 0,440 0,009 0,009




2107 2108 2109 2110 2111 2112


H2 de Reciclo H2 de Reposición al2º Reactor

Alimentación 2ºReactor en Entrada E102

Entrada alHorno

Salida delHorno

DiluenteCaliente

Temperatura, °C 100 110 181 272 307 187

Presión, bara 39,2 43,2 37,7 36,2 34,5 34,0

Fase VAPOR VAPOR MEZCLA VAPOR VAPOR LIQUIDO

L / F (molar) 0,000 0,000 0,185 0,000 0,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.567 358 55.114 55.114 55.114 25.415

Total, kgmol/ h (Nota 1) 759 179 1.535 1.535 1.535 251




Gravedad API 58,43

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 610,58 132,74 1.877,18 2.112,13 44,77Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

17.979,72 4.240,63 36.370,17 36.370,17


1,609 3,427 0,671 / 0,756 0,723 0,749 0,700


Densidad, kg / m3 5,84 2,70 42,31 29,36 26,09 567,64

Viscosidad, cp 0,011 0,009 0,171 / 0,013 0,014 0,015 0,142





2113 2114 2115 2116 2117 2118


Entrada al2º Reactor

Líquido Enfriador al2º Reactor

Salida del2º Reactor

Efluentes 2º React. enEntrada E102

Efluentes 2º React.en Salida E102

Efluentes 2ºReact. en Desvío E102

Temperatura, °C 250 44 283 283 227 283

Presión, bara 34,0 34,0 30,8 30,8 29,8 30,8

Fase VAPOR LIQUIDO VAPOR VAPOR MEZCLA VAPOR

L / F (molar) 0,000 1,000 1,000 0,000 0,229 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 80.530 33.138 113.668 92.676 92.675 20.992

Total, kgmol/ h (Nota 1) 1.786 327 1.845 1.504 1.504 341




Gravedad API 58,43

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 2.157,71 45,90 2.481,94 2.023,58 458,36Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

42.301,80 43.715,47 35.642,19 8.073,29


0,66 0,504 0,681 0,681 0,743 / 0,631 0,681


Densidad, kg / m3 37,32 721,91 45,80 45,80 58,73 45,80

Viscosidad, cp 0,013 0,477 0,014 0,014 0,127 / 0,013 0,014




2119 2120 2121 2122 2123 2124


Efluentes 2ºReactor a E101

Efluentes 2ºReact. en Entrada

E101


Efluentes 2º React.en Desvío E101

Efluentes 2º Reaen Entrada E102

Efluentes 2º Reaen Salida E103

Temperatura, °C 235 235 119 235 204 185

Presión, bara 29,3 29,3 28,6 29,3 27,9 27,4

Fase MEZCLA MEZCLA MEZCLA MEZCLA MEZCLA MEZCLA

L / F (molar) 0,173 0,173 0,542 0,173 0,328 0,399

Total, kg./h (Nota 1) 113.668 35.988 35.988 77.680 113.668 113.668

Total, kgmol/ h (Nota 1) 1.845 584 584 1.261 1.845 1.845

Total, bbl / día

Grav Específica, Cal.

Grav Específica, Frío

Gravedad API

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1)Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)


0,753 / 0,636 0,753 / 0,636 0,599 / 0,849 0,753 / 0,636 0,709 / 0,637 0,683 / 0,656


Densidad, kg / m3 54,37 54,37 100,84 54,37 62,96 69,41

Viscosidad, cp 0,123 / 0,013 0,123 / 0,013 0,284 / 0,012 0,123 / 0,013 0,142 / 0,013 0,157 / 0,013





2125 2126 2127 2128 2129 2130


Agua de Lavado Agua deReposición

Agua deReciclo

Entrada Enfriador(con Aire)

Descarga Enfriador(con Aire)

EntradaSeparador HDT

Temperatura, °C 44 44 44 153 60 44

Presión, bara 28,5 1,4 28,5 26,9 26,2 25,8

Fase LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO MEZCLA MEZCLA MEZCLA

L / F (molar) 1,000 1,000 1,000 0,434 0,653 0,665

Total, kg./h (Nota 1) 7.224 500 6.724 120.891 120.891 120.891

Total, kgmol/ h (Nota 1) 397 28 369 2.243 2.243 2.243

Total, bbl / día 1.140 76 1.028

Grav Específica, Cal. 0,9775 0,9907 0,9764

Grav Específica, Frío 0,9880 0,9990 0,9870

Gravedad API 11,72 10,14 11,86

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 7,39 0,50 6,89Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)


0,906 0,916 0,905 0,641 / 0,653 0,524 / 1,320 0,504 /1,544

Entalpía, MMkcal / h - 3,25 - 0,2 - 3,02 11,66 1,07 - 0,16

Densidad, kg / m3 977,50 990,66 976,44 68,79 121,66 127,42

Viscosidad, cp 0,589 0,604 0,588 0,246 / 0,013 / 0,177 0,423 / 0,010 / 0,463 0,476 / 0,010 / 0,604



* * *


2131 2132 2133 2134 2135


Entrada Compresorde H2 de Reciclo

Descarga Compresorde H2 de Reciclo

Purga deHidrógeno

Agua deDesecho

NaftaProducida

Temperatura, °C 44 100 44 44 44

Presión, bara 25,6 39,2 25,6 30,0 15,0

Fase VAPOR VAPOR VAPOR LIQUIDO LIQUIDO

L / F (molar) 0,000 0,000 0,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.567 3.567 -- 502 51.545

Total, kgmol/ h (Nota 1) 759 759 -- 28 509

Total, bbl / día 77 10.445

Grav Específica, Cal. 0,9763 0,7206

Grav Específica, Frío 0,9870 0,7450


Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 790,38 610,58 0,00 0,51 71,53Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

17.979,72 17.979,72


1,583 1,609 1,583 0,905 0,504

Entalpía, MMkcal / h 0,46 0,78 --- -0,23 1,23

Densidad, kg / m3 4,51 5,84 4,51 976,27 720,58

Viscosidad, cp 0,010 0,011 0,010 0,588 0,476





2101 2102 2103 2104 2105 2106


Nafta al Coquificadordesde GRP

H2 deReposición


Alimentación enEntrada E101

Entrada a ReactorFase Líquida

Descarga de ReactorFase Líquida

Temperatura, °C 55 110 110 52 190 236

Presión, bara 5,1 43, 2 43,2 42,7 40,7 37,7


L / F (molar) 1,000 0,000 0,000 0,752 0,668 0,621

Total, kg./h (Nota 1) 50.831 716 358 51.189 51.189 51.189

Total, kgmol / h (Nota 1) 485 358 179 662 662 602


Grav. Específica, Cal. 0,7175

Grav. Específica, Frío 0,7550

Gravedad API 55,92

Watson, K


8.481,27 4.240,63

Capacidad Calórica,kcal / kg -°C

0,512 3,427 3,427 0,512 / 2,189 0,703 / 0,736 0,791 / 0,684




Densidad, kg / m3 717,49 2,70 2,70 289,72 180,49 168,22

Viscosidad, cp 0,440 0,009 0,009 0,455 / 0,009 0,145 / 0,013 0,111 / 0,014


2107 2108 2109 2110 2111 2112


H2 deReciclo

H2 de Reposición al2º Reactor


Entrada a Horno Salida de Horno DiluenteCal.

Temperatura, °C 100 110 193 325 368 198

Presión, bara 39,2 43,2 37,7 36,2 34,5 34,0

Fase VAPOR VAPOR MEZCLA VAPOR VAPOR LIQUIDO

L / F (molar) 0,000 0,000 0,154 0,000 0,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.567 358 55.114 55.114 55.114 25.416

Total, kgmol / h (Nota 1) 759 179 1.535 1.535 1.535 251




Gravedad API 58,43

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 610,58 132,74 2.081,19 2.352,69 46,04Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

17.979,72 4.240,63 36.370,17 36.370,17


1,610 3,427 0,687 / 0,726 0,763 0,774 0,720




Densidad, kg / m3 5,84 2,70 40,12 26,48 23,43 552,03

Viscosidad, cp 0,011 0,009 0,160 / 0,013 0,015 0,016 0,132

Caso Base para Final de la Corrida (EOR) – Sección de Reacción


2113 2114 2115 2116 2117 2118


Entrada a2º Reactor


Descarga 2ºReactor


E102

Efluentes 2ºReact. en Salida

E102

Efluentes 2ºReact. en Desvío

E102

Temperatura, °C 300 44 344 344 244 344

Presión, bara 34,0 34,0 30,8 0,8 29,8 30,8


L / F (molar) 0,000 1,000 0,000 0,000 0,095 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 80.530 24.890 105.420 87.486 87.486 17.934

Total, kgmol / h (Nota 1) 1.756 246 1.763 1.463 1.463 300




Gravedad API 58,43

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 2.410,79 34,48 2.743,60 2276,86 466,74Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

42.301,81 41.763,76 34.658,92 7.104,82

Capacidad Calórica, 0,706 0,504 0,700 0,700 0,766 / 0,658 0,700



kcal / kg -C


Densidad, kg / m3 33,40 721,91 38,42 38,42 49,50 38,42

Viscosidad, cp 0,014 0,477 0,015 0,015 0,120 / 0,013 0,015


2119 2120 2121 2122 2123 2124


Efluentes 2ºReactor a E101


E101

Efluentes 2ºReact. en Salida.

E101

Efluentes 2º React.en Desvío E102

Efluentes 2º React.en Entrada E102


Temperatura, °C 253 253 148 253 217 196

Presión, bara 29,3 29,3 28,6 29,3 27,9 27,4


L / F (molar) 0,016 0,016 0,478 0,016 0,246 0,337

Total, kg./h (Nota 1) 105.420 42.447 42.447 62.973 105.420 105.420

Total, kgmol / h (Nota 1) 1.763 710 710 1.053 1.763 1.763

Total, bbl / día

Grav. Específica, Cal.

Grav. Específica, Frío

Gravedad API

Watson, K


Capacidad Calórica, 0,778 / 0,660 0,778 / 0,660 0,636 / 0,724 0,778 / 0,660 0,724 / 0,633 0,696 / 0,646



kcal / kg -°C


Densidad, kg / m3 45,37 45,37 83,27 45,37 54,90 61,31

Viscosidad, cp 0,115 / 0,013 0,115 / 0,013 0,251 / 0,012 0,115 / 0,013 0,135 / 0,013 0,150 / 0,013

Caso Base para Final de la Corrida (EOR) – Sección de Reacción


2125 2126 2127 2128 2129 2130


Agua deLavado

Agua deReposición

Agua deReciclo




Temperatura, °C 44 44 44 158 60 44

Presión, bara 28,5 1,4 28,5 26,9 26,2 25,8


L / F (molar) 1,000 1,000 1,000 0,378 0,640 0,653

Total, kg./h (Nota 1) 7.224 500 6.724 112.643 112.643 112.643

Total, kgmol / h (Nota 1) 397 28 369 2.162 2.162 2.162

Total, bbl / día 1.104 76 1.028

Grav. Específica, Cal. 0,9775 0,9907 0,9764

Grav. Específica, Frío 0,9880 0,9990 0,9870

Gravedad API 11,72 10,14 11,86

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 7,39 0,50 6,89



Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)


0,906 0,916 0,905 0,645 / 0,641 0,524 / 1,321 0,504 / 1,542

Entalpía, MMkcal / h - 3,25 - 0,23 - 3,02 11,86 0,80 - 0,35

Densidad, kg / m3 977,50 990,66 976,44 61,16 114,70 120,15

Viscosidad, cp 0,589 0,604 0,588 0,224 / 0,013 / 0,172

*

0,423 / 0,010 / 0,463

*

0,476 / 0,01 / 0,604

*


2131 2132 2133 2134 2135




Purga deHidrógeno

Agua deDesecho

NaftaProducida

Temperatura, °C 44 100 44 44 44

Presión, bara 25,6 39,2 25,6 30,0 15,0


L / F (molar) 0,000 0,000 0,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.567 3.567 -- 502 51.545

Total, kgmol / h (Nota 1) 759 759 -- 28 509


Grav. Específica, Cal. 0,9763 0,7206

Grav. Específica, Frío 0,9870 0,7450


Watson, K




17.979,72 17.979,72


1,583 1,610 1,583 0,905 0,504

Entalpía, MMkcal / h 0,46 0,78 --- - 0,23 1,23

Densidad, kg / m3 4,51 5,84 4,51 976,27 720,59

Viscosidad, cp 0,010 0,011 0,010 0,588 0,476

Caso Alterno para Inicio de la Corrida (SOR) - Sección de Reacción


2101 2102 2103 2104 2105 2106



H2 deReposición


Alimentación aEntrada E101


Descarga ReactorFase Líquida

Temperatura, °C 55 110 110 52 170 214

Presión, bara 5,1 43,2 43,2 42,7 40,7 37,7


L / F (molar) 1,000 1,000 0,000 0,804 0,736 0,788

Total, kg./h (Nota 1) 50.831 548 274 51.105 51.105 51.105







Gravedad API 55,92

Watson, K


6.491,25 3.245,63


0,512 3,427 3,427 0,512 / 2,189 0,673 / 0,749 0,748 / 0,650


Densidad, kg / m3 717,49 2,70 2,70 342,31 239,83 247,89

Viscosidad, cp 0,440 0,009 0,009 0,457 / 0,009 0,164 / 0,013 0,123 / 0,013


2107 2108 2109 2110 2111 2112


H2 de Reciclo H2 de Reposición al2º Reactor


Entrada aHorno

Salida de Horno DiluenteCal.

Temperatura, °C 100 110 177 250 250

Presión, bara 39,2 43,2 37,7 36,2 34,5

Fase VAPOR VAPOR MEZCLA VAPOR VAPOR

L / F (molar) 0,000 0,000 0,211 0,000 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.547 274 54.927 54.927 54.927

Total, kgmol / h (Nota 1) 755 137 1.461 1.461 1.461

Total, bbl / día





Gravedad API

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 609,66 101,59 1.694,55 1.779,36Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

17.878,91 3.245,63 34.607,94 34.607,94


1,614 3,427 0,0667 / 0,759 0,96 0,695

Entalpía, MMkcal / h 0,78 0,11 7,81 12,37 12,37

Densidad, kg / m3 5,82 2,70 45,83 32,41 30,87

Viscosidad, cp 0,011 0,009 0,173 / 0,013 0,014 0,014



2113 2114 2115 2116 2117 2118


Entrada al2º Reactor


Descarga del2º Reactor


E102


E102


E102

Temperatura, °C 250 44 297 297 196 297

Presión, bara 34,0 34,0 30,8 30,8 29,8 30,8


L / F (molar) 0,000 1,000 0,000 0,000 0,260 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 54.927 20.223 75.150 47.625 47.625 27.525

Total, kgmol / h (Nota 1) 1.461 200 1.460 928 928 537





Grav. Específica, Frío 0.7470

Gravedad API 57,92

Watson, K


34.607,94 34.704,78 21.993,59 12.711,22


0,694 0,502 0,680 0,680 0,693 / 0,672 0,680


Densidad, kg / m3 30,32 723,92 35,35 35,35 51,62 35,35

Viscosidad, cp 0,014 0,479 0,014 0,014 0,153 / 0,013 0,014


2119 2120 2121 2122 2123 2124

Nombre de la Corriente Efluentes 2ºReactor a E101


E101


E101


E101


E102


E103

Temperatura, °C 226 226 127 226 179 179

Presión, bara 29,3 29,3 28,6 29,3 27,9 27,4


L / F (molar) 0,124 0,124 0,418 0,124 0,303 0,301

Total, kg./h (Nota 1) 75.150 39.209 39.209 35.941 75.150 75.150

Total, kgmol / h (Nota 1) 1.465 764 764 701 1.465 1.465



Total, bbl / día



Gravedad API

Watson, K



0,731 / 0,645 0,731 / 0,645 0,607 / 0,829 0,731 / 0,645 0,671 / 0,689 0,670 / 0,687


Densidad, kg / m3 42,69 42,69 68,58 42,69 52,35 51,38

Viscosidad, cp 0,133 / 0,013 0,133 / 0,013 0,276 / 0,012 0,133 / 0,013 0,168 / 0,013 0,168 / 0,013



2125 2126 2127 2128 2129 2130


Agua deLavado

Agua deReposición

Agua deReciclo




Temperatura, °C 44 44 44 144 60 44

Presión, bara 28,5 1,4 28,5 26,9 26,2 25,8


L / F (molar) 1,000 1,000 1,000 0,402 0,582 0,597



Total, kg./h (Nota 1) 7.224 500 6.724 82.374 82.374 82.374


Total, bbl / día 1.104 76 1.028



Gravedad API 11,72 10,14 11,86

Watson, K



0,906 0,916 0,905 0,627 / 0,677 0,522 / 1,329 0,502 / 1,540

Entalpía, MMkcal / h - 3,25 - 0,23 - 3,02 6,78 - 0,19 - 1,09

Densidad, kg / m3 977,50 990,66 976,44 54,91 87,80 92,04

Viscosidad, cp 0,589 0,604 0,588 0,256 / 0,013 / 0,188

*

0,425 / 0,010 / 0,463

*

0,477 / 0,010 / 0,604

*


2131 2132 2133 2134 2135




Purga deHidrógeno

Agua deDesecho

NaftaProducida

Temperatura, °C 44 100 44 44 44

Presión, bara 25,6 39,2 25,6 30,0 15,0




L / F (molar) 0,000 0,000 0,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.547 3.547 -- 502 51.377






Watson, K


17.878,89 17.878,89


1,588 1,615 1,588 0,905 0,0502


Densidad, kg / m3 4,50 5,82 4,50 976,27 722,61

Viscosidad, cp 0,010 0,011 0,010 0,588 0,478

Caso Alterno para Final de la Corrida (EOR) - Sección de Reacción


2101 2102 2103 2104 2105 2106



H2 deReposición


Alimentación enEntrada E101


Descarga de ReactorFase Líquida

Temperatura, °C 55 110 110 52 190 232



Presión, bara 5,1 43,2 43,2 42,7 40,7 37,7


L / F (molar) 1,000 0,000 0,000 0,804 0,736 0,731

Total, kg./h (Nota 1) 50.831 548 274 51.105 51.105 51.105





Gravedad API 55,92

Watson, K


6.491,25 3.245,63


0,0512 3,427 3,427 0,512 / 2,189 0,705 / 0,728 0,787 / 0,682


Densidad, kg / m3 717,49 2,70 2,70 342,31 218,90 217,11

Viscosidad, cp 0,440 0,009 0,009 0,457 / 0,009 0,144 / 0,013 0,111 / 0,014


2107 2108 2109 2110 2111 2112


H2 deReciclo

H2 de Reposición al2º Reactor


Entrada alHorno

Salida del Horno DiluenteCaliente

Temperatura, °C 100 110 190 300



Presión, bara 39,2 43,2 37,7 36,2

Fase VAPOR VAPOR MEZCLA VAPOR VAPOR

L / F (molar) 0,000 0,000 0,180 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.547 274 54.927 54.927

Total, kgmol / h (Nota 1) 755 137 1.461 1.461

Total, bbl / día



Gravedad API

Watson, K

Flujo Real m3/h (Nota 1) 609,66 101,59 1.880,68 1.974,16Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

17.878,89 3.245,63 34.607,94 34.607,94


1,615 3,427 0,683 / 0,728 0,736 0,734

Entalpía, MMkcal / h 0,78 0,11 8,59 14,33 14,33

Densidad, kg / m3 5,82 2,70 43,43 29,21 27,82

Viscosidad, cp 0,011 0,009 0,162 / 0,013 0,015 0,015



2113 2114 2115 2116 2117 2118




Entrada a2º Reactor


Descarga2º Reactor


E102


E102


E102

Temperatura, °C 300 44 347 347 215 347

Presión, bara 34,0 34,0 30,8 30,8 29,8 30,8


L / F (molar) 0,000 1,000 0,000 0,000 0,170 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 54.927 17.467 72.394 53.139 53.139 19.255

Total, kgmol / h (Nota 1) 1.461 173 1.439 1.056 1.056 383




Gravedad API 57,92

Watson, K


34.607,94 34.096,69 25.027,80 9.068,87


0,734 0,502 0,720 0,720 0,718 / 0,654 0,720


Densidad, kg / m3 27,34 723,92 31,29 31,29 44,92 31,29

Viscosidad, cp 0,015 0,479 0,015 0,015 0,140 / 0,013 0,015


2119 2120 2121 2122 2123 2124



Nombre de la Corriente Efluentes 2ºReactor a E101


E101


E101


E102


E102


E103

Temperatura, °C 238 238 167 238 182 182

Presión, bara 29,3 29,3 28,6 29,3 27,9 27,4


L / F (molar) 0,049 0,049 0,329 0,049 0,283 0,281

Total, kg./h (Nota 1) 72.394 58.395 58.395 13.999 72.394 72.394

Total, kgmol / h (Nota 1) 1.439 1.161 1.161 278 1.439 1.439

Total, bbl / día



Gravedad API

Watson, K



0,746 / 0,642 0,746 / 0,642 0,656 / 0,723 0,746 / 0,642 0,674 / 0,686 0,673 / 0,684


Densidad, kg / m3 38,65 38,65 55,41 28,65 49,90 48,97

Viscosidad, cp 0,127 / 0,013 0,127 / 0,013 0,179 / 0,013 0,179 / 0,013 0,165 / 0,013 0,166 / 0,013





2125 2126 2127 2128 2129 2130


Agua deLavado

Agua deReposición

Agua deReciclo

Entrada al Enfriadorde Aire

Descarga delEnfriador de Aire

Entrada alSeparador HDT

Temperatura, °C 44 44 44 144 60 44

Presión, bara 28,5 1,4 28,5 26,9 26,2 25,8


L / F (molar) 1,000 1,000 1,000 0,388 0,577 0,592

Total, kg./h (Nota 1) 7.224 500 6.724 79.617 79.617 79.617


Total, bbl / día 1.104 76



Gravedad API 11,72 10,14 11,86

Watson, K



0,906 0,916 0,905 0,628 / 0,674 0,522 / 1,329 0,502 / 1,539

Entalpía, MMkcal / h - 3,25 - 0,23 - 3,02 6,72 -0,29 - 1,15

Densidad, kg / m3 977,50 990,66 976,44 52,67 85,21 89,33

Viscosidad, cp 0,589 0,604 0,588 0,255 / 0,013 / 0,187

*

0,425 / 0,010 / 0,463

*

0,477 / 0,010 / 0,604

*




2131 2132 2133 2134 2135


Entrada Compresor de H2 de Reciclo

Descarga de Compresorde H2 de Reciclo

Purga deHidrógeno

Agua Residual NaftaProducida

Temperatura, °C 44

Presión, bara 25,6


L / F (molar) 0,000 0,000 0,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 3.547 3.547 -- 502 51.377






Watson, K


17.878,89 17.878,89

Capacidad Calórica,kcal / kg -C

1,588 1,615 1,588 0,905 0,502


Densidad, kg / m3 4,50 5,82 4,50 976,27 722,61

Viscosidad, cp 0,010 0,011 0,010 0,588 0,478



CASO 1: 1.500 BPSD DE NAFTA HDT LIVIANA - SECCION DE FRACCIONAMIENTO


2115A 2115B 2116 2117 2118 2118A


Alim de NaftaHidrotratada

NaftaHidrotratada Caliente

Vapor a Compresorde Gas Húmedo

ReflujoEstabilizado

Decantado delEstabilizador

Nafta Hidrot Liviana aAlmacenamiento

Temperatura, °C 45,4 127,7 40,0 40,0 192,9 54,0

Presión, bara 14,6 13,9 13,1 13,1 13,8 13,1

Fase MEZCLA MEZCLA VAPOR LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO

L / F (molar) 0,989 0,983 0,000 1,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 51.545 51.545 1.208 4.947 7.293 7.293


Total, bbl / día 1.253 1.500 1.500

Grav. Específica, Cal. 0,5636 0,5413 7026


Gravedad API 105,71 61,09 61,09

Watson, K 12,31 13,09 11,89 11,89

Flujo Real m3/h (Nota 1) 65,91 8,78 13,47 10,38Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

861,19


0,5074 / 1,1308 0,5815 / 0,5492 0,4198 0,5958 0,6645 0,5204


Densidad, kg / m3 18,33 563,60 541,33 702,64

Viscosidad, cp 0,3685 / 0,0216 0,1916 / 0,0255 0,0109 0,1807 0,1167 0,3104




2119 2119A 2119B 2119C


Fondos Calientesdel Estabilizador

Nafta HidrotratadaPesada de 02E110

Nafta Hidrotratada Pesadaa Almacenamiento

Líquido de C101al Rehervidor

Temperatura, °C 226,9 141,6 54,0 214,3

Presión, bara 13,8 13,1 12,4 13,8

Fase LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO

L / F (molar) 1,000 1,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 43.032 43.032 43.032 160.170

Total, kgmol / h (Nota 1) 393 393 393 1.532

Total, bbl / día 8.623 8.623 8.623 32.375

Grav. Específica, Cal. 0,5341 0,6431 0,7243 0,5373

Grav. Específica, Frío 0,7541 0,7541 0,7541 0,7476

Gravedad API 56,15 56,15 56,15 57,78

Watson, K 11,85 11,85 11,85 11,86



0,6862 0,5915 0,5131 0,6776

Entalpía, MMkcal / h 5,51 3,18 1,10 19,30

Densidad, kg / m3 534,10 643,05 724,29 537,33

Viscosidad, cp 0,1134 0,1931 0,3844 0,1147



CASO 2: 3.000 BPSD DE NAFTA HDT LIVIANA - SECCION DE FRACCIONAMIENTO


2115A 2115B 2116 2117 2118 2118A


NaftaHidrotratada

NaftaHidrotratada Caliente

Vapor a Compresorde Gas Húmedo

ReflujoEstabilizado

Decantado delEstabilizador

Nafta Hidrot Liviana aAlmacenamiento

Temperatura, °C 45,4 123,4 40,0 40,0 196,0 54,0

Presión, bara 14,6 13,9 13,1 13,1 13,8 13,1

Fase MEZCLA MEZCLA VAPOR LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO

L / F (molar) 0,989 0,984 0,000 1,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 51.545 51.545 1.208 4.532 14.622 14.622


Total, bbl / día 1.148 3.000 3.000



Gravedad API 105,70 60,63 60,63

Watson, K 12,31 13,09 11,88 11,88


861,19


0,5074 / 1,1308 0,5776 / 0,5576 0,4198 0,5959 0,6669 0,5196


Densidad, kg / m3 18,33 563,61 540,12 704,60

Viscosidad, cp 0,3685 / 0,0216 0,1972 / 0,0285 0,0109 0,1807 0,1160 0,3153




2119 2119A 2119B 2119C


Fondos Calientesdel Estabilizador

Nafta HidrotratadaPesada de 02E110

Nafta Hidrotratada Pesadaa Almacenamiento

Líquido de C101al Rehervidor

Temperatura, °C 234,5 137,3 54,0 222,0

Presión, bara 13,8 13,1 12,4 13,8

Fase LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO LIQUIDO

L / F (molar) 1,000 1,000 1,000 1,000

Total, kg./h (Nota 1) 35.704 35.704 35.704 167.901

Total, kgmol / h (Nota 1) 318 318 318 1.563

Total, bbl / día 7.123 7.123 7.123 33.765

Grav. Específica, Cal. 0,5313 0,6530 0,7281 0,5350

Grav. Específica, Frío 0,7574 0,7574 0,7574 0,7514

Gravedad API 55,32 55,32 55,32 56,81

Watson, K 11,85 11,85 11,85 11,86



0,6922 0,5863 0,5118 0,6831


Densidad, kg / m3 531,29 652,96 728,06 535,01

Viscosidad, cp 0,1123 0,2062 0,4021 0,1137



SECCION DE SUMINISTRO Y PURIFICACION DE HIDROGENO


2131 2132 2160A 2161 2162 2163


Gas de Reciclo de02V103 (Nota 3)

Gas de Reciclo a02E102 (Nota 3)

Gas de Purga deSuperoctanos

Gas de AlimentaciónComprimido a HPU

H2 99,9 % aReforzador de H2

Gas de Cola HPU a01F101 (Nota 4)

Temperatura, °C 43,3 43,0 49,0 38,0

Presión, bara 4,4 21,7 21,0 1,3

Fase VAPOR VAPOR VAPOR VAPOR

L / F (molar) 0,000 0,000 0,000 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 4.187 4.187 864 3.323

Total, kgmol / h (Nota 1) 644 644 423 221

Total, bbl / día



Gravedad API

Watson, K 22,94 22,94 46,88 16,72

Flujo Real m3/h (Nota 1) 3.840,46 785,22 544,98 4.344,00Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

15.250,66 15.250,66 10.021,92 5.228,74


1,1716 1,1780 3,4030 0,5904




Densidad, kg / m3 1,09 5,33 1,59 0,76

Viscosidad, cp 0,0106 0,0106 0,0094 0,0115


2164


H2 99,9 % aReactores NHT (Nota 2)

Temperatura, °C 78,4

Presión, bara 44,5

Fase VAPOR

L / F (molar) 0,000

Total, kg./h (Nota 1) 864

Total, kgmol / h (Nota 1) 423

Total, bbl / día



Gravedad API

Watson, K 46,88

Flujo Real m3/h (Nota 1) 284,19Flujo Estándar m3/h @15 °C (Nota 1)

10.021,92


3,4274

Entalpía, MMkcal / h 0,46

Densidad, kg / m3 3,04

Viscosidad, cp 0,100


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2.2 VARIABLES DE OPERACION Y SU EFECTO EN LA CALIDAD DEL

PRODUCTO

2.2.1 Temperatura media del Reactor


2.2.3 Presión en el Reactor y Presión Parcial del Hidrógeno

2.2.4 Temperatura


2.3 CORRELACIONES PARA VERIFICACION DE LAS CONDICIONES DEL

PROCESO Y CONVERCIONES UTILIZADAS.




La corriente de nafta mezclada que alimenta la unidad de hidrotratamiento contiene

azufre y compuestos metálicos. Los átomos de azufre pueden unirse entre sí o

incorporarse a cualquier parte de la molécula de nafta y en consecuencia, llegar a

ser, químicamente, parte de la corriente. El hidrotratamiento es el método utilizado

en este proceso para romper los enlaces químicos y despojar el azufre.

En el proceso de hidrotratamiento, una corriente de alimentación de nafta se mezcla

con hidrógeno y se le calienta antes de cargarla a tres reactores en los cuales tienen

lugar varias reacciones:

a. El hidrógeno se combina con los átomos de azufre presentes en la corriente

de nafta para formar sulfuro de hidrógeno (H2S).

b. Algunos compuestos de nitrógeno se convierten en amoníaco (NH3).

c. El oxígeno es removido de sus combinaciones orgánicas como parte de las

moléculas de agua.

d. La deposición y remoción de los metales orgánicos se realiza por adsorción

sobre los catalizadores.

e. Parte de las olefinas, aromáticos y naftenos se saturan de hidrógeno y tiene

lugar cierta descomposición térmica que da lugar a la formación de metano,

etano, propano y butanos.

La nafta hidrogenada pasa, entonces, a una torre de destilación donde el propano y

los componentes más livianos, incluyendo el H2S y el amoníaco, se desprenden; los

componentes pesados son utilizados como productos o para mezcla.



2.2 VARIABLES DE OPERACION Y SU EFECTO EN LA CALIDAD DEL PRODUCTO

Existen tres variables principales que generalmente se asocian al proceso de

hidrogenación: (1) temperatura de reacción; (2) tiempo de residencia en el reactor y

(3) contenido de hidrógeno de la fase de hidrocarburos líquidos (función de la presión

parcial de hidrógeno).

2.2.1 Temperatura Media del Reactor.

Desde un punto de vista termodinámico, el rango de temperaturas de operación es

amplio: la hidrogenación de diolefinas a olefinas se lleva a cabo aún a altas

temperaturas y bajas presiones parciales de hidrógeno (PPH2). Por ejemplo, a una

temperatura de 300 °C, la reacción puede tener lugar aún a una relación H2 / diolefina

de 1 y una presión inferior a 1 atmósfera.

Desde un punto de vista cinético, un aumento en temperatura mejora la tasa de

hidrogenación. Por el contrario, la selectividad de la hidrogenación mejora al

descender la temperatura.

La cinética determina la velocidad de la reacción química (es decir, la cantidad de

alimentación que desaparece en, por ejemplo, 1 segundo); la tasa de reacción

depende de las condiciones de operación pero, puede también ser modificada de

manera significativa mediante el uso de catalizadores seleccionados

adecuadamente. Generalmente, un catalizador específico mejora una reacción (o

una familia de reacciones).

Desde un punto de vista de selectividad del catalizador, la operación debe realizarse

a bajas temperaturas para evitar una polimerización de los compuestos de

generadores de goma.

Las temperaturas de entrada al reactor son de 170 °C (al Comienzo de la Corrida -

SOR) y 190 °C (al Final de la Corrida - EOR).




En terminología de procesos químicos, el tiempo de residencia es expresado

generalmente mediante la Velocidad Espacial (“LHSV, Liquid Hourly Space Velocity”),

la cual se define como la relación entre el flujo de alimentación líquida por hora (a 15

°C) y el volumen de catalizador; ambos volúmenes deben estar expresados en las

mismas unidades.

Volumen Líquido de Alimentación (a 15 °C) por horaLSHV = -----------------------------------------------------------------------------------

Volumen de Catalizador

Para reducción de la fase líquida, el tiempo de residencia de la alimentación en el

catalizador es el inverso de LHSV: un LSHV de 2 h-1 significa un tiempo de residencia

de ½ hora. Un aumento en el tiempo de residencia (es decir, una disminución del

flujo de residencia por hora) ocasiona una mayor conversión de diolefinas y por el

contrario, un aumento en la tasa de flujo de alimentación da lugar a una menor

conversión.

2.2.3 Presión del Reactor y Presión Parcial de Hidrógeno

A fin de tener una fase líquida que garantice un lavado permanente del catalizador, la

compatibilidad de la presión con el equipo debe mantenerse al máximo.

La cantidad de hidrógeno disuelto depende de la presión parcial de hidrógeno la cual,

a su vez, es función de la presión total y de la relación molar H2 / C4 + en la salida del

reactor (relación que incluye el flujo de enfriador).

La presión parcial mínima de hidrógeno requerida es de 15,0 bar(a).

Debido a que el catalizador es desactivado lentamente durante el curso de la corrida,

el operador debe aumentar la temperatura del reactor a fin de que la calidad del



producto permanezca constante en cuanto a contenido de azufre residual o de

cualquier otro material indeseado.

El operador puede variar la velocidad espacial, cambiando la tasa de alimentación

dentro de los límites permitidos por el equipo o cambiando la carga de catalizador en

los reactores de una corrida a otra. Siempre y cuando los demás factores

permanezcan constantes, mientras menor sea la velocidad espacial (menor tasa de

alimentación por unidad de volumen de catalizador), mayor será la extensión de

todas las reacciones, si éstas no han alcanzado su totalidad (100 %) o si no han

llegado al equilibrio químico.

En el caso de cargas más pesadas, la presión parcial de hidrógeno debe

mantenerse suficientemente alta en la zona de reacción para impedir la formación

de depósitos de catalizador.

2.2.4 Temperatura

Termodinámicamente, las reacciones de hidrogenación e hidrodesulfuración de

olefinas son exotérmicas y favorecidas por bajas temperaturas; sin embargo, la

hidrogenación se da todavía completamente a temperaturas inferiores a 400 °C,

siendo ésta la temperatura de operación.

Cinéticamente, las altas temperaturas aumentan la velocidad de ambas reacciones;

por ejemplo, a 300 °C, la desulfuración de un volumen de alimentación tiene lugar de

1.000 ppm a 1 ppm mientras que a 320 °C, tendrá lugar de 1.000 ppm a 0,1 ppm. En

términos prácticos, para tener un margen de temperatura que compense la

desactivación del catalizador, debe seleccionarse una temperatura por encima de

los 240 °C, a fin de que exista una fase gaseosa a la presión de operación.

Los rangos estándar de temperatura son:

• Inicio de la Corrida - SOR Temperatura de entrada = 250 °C

• Final de la Corrida - EOR Temperatura de entrada = 300 °C



La temperatura inferior minimiza la reacción causada por la adición de H2S a las

olefinas; la temperatura superior limita las reacciones de hidrogenación, afectando

no solamente el sulfuro de los hidrocarburos si no también los hidrocarburos libres

de azufre y disminuye el rendimiento. Las temperaturas promedio en el reactor son

de 275 °C (Inicio de la Corrida - SOR) y 325 °C (Final de la Corrida - EOR).

Los niveles de temperatura son los anticipados para cortes estándar de nafta, es

decir, para S > 100 ppm; para contenidos menores de azufre, las temperaturas de

operación deben disminuirse para así evitar pérdidas de aromáticos debido a la

reducido contenido de H2S en la corriente de reciclo y a una menor inhibición de la

hidrogenación de aromáticos.

Presión de Operación y Presión Parcial de H2

La presión máxima debe mantenerse de manera compatible con el equipo. Se ha

demostrado que la influencia de una presión parcial de hidrógeno sobre la

hidrodesulfuración y la denitrificación es débil pero, mejora la hidrogenación de

olefinas

Por otra parte, una presión parcial de hidrógeno alta reduce las secciones de

polimerización en los depósitos de coque incrementando el tiempo de los ciclos. Por

consiguiente, es aconsejable mantener un valor máximo de presión parcial de

hidrógeno consistente con la economía del proceso. El rango de operación

recomendado para la presión parcial de hidrógeno a la salida del reactor es de 15,0

barg, como mínimo.

En la etapa de diseño, la presión parcial de hidrógeno puede aumentarse mediante:

a) un aumento de la presión total

b) la pureza del hidrógeno gaseoso de alimentación.

c) un exceso de hidrógeno, en comparación con los requerimientos químicos.

d) la tasa de flujo de reciclo.



Durante la operación real, las variables disponibles son c) y d).


Anteriormente se discutieron las definiciones de “velocidad espacial” y tiempo de

residencia.

NOTA: En una reacción gaseosa, el tiempo de residencia es únicamente

proporcional (no igual) al inverso de la velocidad espacial.

La velocidad espacial es un parámetro fácilmente disponible para los operadores: al

cambiar el flujo de alimentación, cambia la velocidad espacial. Una tasa de

alimentación mayor (es decir, una mayor velocidad espacial) da lugar a menores

velocidades de desulfuración e hidrogenación.

También debe advertirse que la tasa de hidrogenación (expresada por la relación del

Indice de Bromo) es mayor que la de desulfurización (expresada como relación del

contenido de azufre); por consiguiente, un aumento en el tiempo de residencia de

0,25 a 0,5 horas (velocidad espacial de 4 a 2) por ejemplo, tiene un impacto unas 10

veces mayor sobre la reducción del índice de Bromo que sobre la reducción de

azufre.


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3.2 CIRCUITOS DE SEGURIDAD

3.3 ALARMAS Y SISTEMAS AUTOMATICOS DE PARADA3.3.1 Válvulas Despresurizadoras de Emergencia3.3.2 Parada de Emergencia3.3.3 Válvulas de Aislamiento de Emergencia

3.4 EQUIPOS ESPECIALES

3.5 OTROS DISPOSITIVOS / SISTEMAS/ ANALIZADORES /PULSADORES DEPROTECCION

3.5.1 Válvulas Bloqueables3.5.2 Válvulas de Retención de las Bombas3.5.3

3.6

Válvulas Automáticas de Falla

DIAGRAMA DE CAUSA EFECTO




A continuación se suministra una lista de válvulas especiales y de seguridad incluidas en la

Unidad Hidrotratadora de Nafta.

Etiqueta Equipo P&IDPresión de Ajuste,

barg Tamaño, pulg

PSV-21001 S101 21-210-12-101 29,5 1,5 x 2,5

PSV-21002 V101 21-210-12-101 3,5 3 x 4

PSV-21003 V109 21-210-12-114 3,5 2 x 3

PSV-21004 P107 21-210-12-114 3,5 0,75 x 1

PSV-21005 R101A 21-210-12-103 60,0 1,5 x 2,5

PSV-21006 R101S 21-210-12-103 60,0 1,5 x 2,5

PSV-21007 E106 21-210-12-102 60,0 1,5 x 2,5

PSV-21008 E106 21-210-12-102 48,3 1 x 2

PSV-21009 P105 21-210-12-107 47,0 0,75 x 1

PSV-21010 P106 21-210-12-107 47,0 0,75 x 1

PSV-21011 E105 21-210-12-108 10,3 0,75 x 1

PSV-21012 V102 21-210-12-109 31,5 4 x 6

PSV-21014 V104 21-210-12-113 3,5 1,5 x 2,5

PSV-21017 C101 21-210-12-117 14,5 2 x 3

PSV-21019 V106 21-210-12-106 8,6 1 x 2

PSV-21020 E109 21-210-12-118 10,3 0,75 x 1

PSV-21022 E108 21-210-12-117 48,3 1 x 2

PSV-21023 E101A / B 21-210-12-102 60,0 1,5 x 2

PSV-21025 E116 21-210-12-122 25,0 2 x 3

PSV-21026 K101B 21-210-12-123 50,0 1 x 2

PSV-21027 K101C 21-210-12-110 50,0 1,5 x 2,5

PSV-21028 V110 21-210-12-121 10,3 3 x 4

PSV-2109 E114 21-210-12-121 10,3 0,75 x 1

PSV-21030 E115 21-210-12-122 10,3 0,75 x 1

PSV-21031 E116 21-210-12-122 10,3 0,75 x 1

PSV-21032 E117 21-210-12-123 10,3 0,75 x 1

PSV-21033 E118 21-210-12-123 10,3 0,75 x 1

PSV-21034 V111 21-210-12-123 25,0 1 x 2

PSV-21035 K101A / B /C 21-210-12-123 1,0 1 x 2

PSV-21036 K101A 21-210-12-121 10,3 3 x 4

PSV-21037 K101B 21-210-12-122 15,5 2 x 3

PSV-21038 K101C 21-210-12-123 37,0 1,5 x 2

PSV-21039 V108 21-210-12-107 3,5 NV x NV



PSV-21040 OE103 21-210-12-108 48,3 1,5 x 23.2 CIRCUITOS DE SEGURIDAD

Todos los circuitos de seguridad están cubiertos en el Diagrama Causa-efecto en la

Sección 3.6.



3.3 ALARMAS Y SISTEMAS AUTOMATICOS DE PARADA

3.3.1 Válvulas Despresurizadoras de Emergencia

Además de los sistemas de válvulas que aparecen en la lista anterior, en la línea de

salida de vapor del separador del efluente del reactor, se incluye una válvula

despresurizadora de emergencia para permitir el alivio de la presión de la sección de

reacción hacia el mechurrio.

HV-21006 (21-210-12-109)

Situada en la línea de salida de vapor del Tambor Separador de los Efluentes del

Reactor, 02V102 hacia el compresor de reciclo. Las válvulas de suministro de “doble

bloqueo” son aseguradas con candado en posición abierta para evitar que se cierren

accidentalmente y están enclavadas con el controlador PIC-21013. La válvula de

resorte se cierra al fallar el aire.

3.3.2 Parada de Emergencia

Los sistemas de parada de emergencia de la unidad aparecen en el Diagrama de

Causa y Efecto.

3.3.3 Válvulas de Aislamiento de Emergencia

HV-21002 (21-210-12-101)

Está situada en la línea de líquido que sale del Tambor de Compensación de la

Alimentación V101, aguas arriba de las bombas de alimentación; aísla el líquido

almacenado en el recipiente en caso de una emergencia. Cierra al fallar el aire.

HV-21017 (21-210-12-121)



Está situada a la entrada del Tambor de la Succión del Compresor de Gas

Hidrógeno, V110. Corta la alimentación de hidrógeno a la unidad.

HV-21028 (21-210-12-122)

Está situada en la descarga de la tercera etapa del Compresor de Gas Hidrógeno

K101A; interrumpe el flujo hacia la Unidad de Purificación de Hidrógeno. Cierra al

fallar la presión.

HV-21031 (21-210-12-123)

Está situada a la entrada del Tambor de Succión del Compresor de elevación de H2,

02V111; interrumpe el flujo de hidrógeno purificado que va a la Unidad de Purificación

de Hidrógeno. Cierra al fallar el aire.

HV-21003 (21-210-12-102)

Está situada en la línea de hidrógeno purificado de alta presión que sale de la

descarga del compresor H2 de elevación, K101B; corta el flujo de hidrógeno

purificado requerido para hidrogenar la alimentación de NHT.

HV-21013A (21-210-12-106)

Válvula de tres vías situada en la línea de gas combustible que llega al Calentador de

Alimentación del Segundo Reactor, F101; corta el flujo de gas combustible a los

pilotos en caso de emergencia.

HV-21013B (21-210-12-106)

Situada en la tubería de venteo de la válvula de gas combustible que llega al

Calentador de Alimentación del Segundo Reactor, F101; está enclavada con la

válvula de gas combustible. Ventea a la atmósfera. Abre al fallar el aire.

HV-21016A (21-210-12-106)

Situada en la línea de gas natural que llega al Calentador de Alimentación del

Segundo Reactor, F101; interrumpe el flujo a los pilotos en caso de emergencia.

Cierra al fallar el aire.



HV-21016B (21-210-12-106)

Situada en la tubería de venteo de la válvula de gas combustible que llega al

Calentador de Alimentación del Segundo Reactor, F101; está enclavada con la

válvula de gas combustible. Ventea a la atmósfera. Cierra al fallar el aire.

3.4 EQUIPOS ESPECIALES

02S101 (21-210-12-101)

Filtro de la Alimentación de Nafta Estabilizada

Modelo Southwest Filter 16VFSS

Unico equipo en línea que filtra la corriente de alimentación de nafta combinada antes

de que entre a la sección de reacción de la Unidad Hidrotratadora. Aunque el filtro

contiene 6 elementos removibles que pueden limpiarse, no tiene instalaciones para

retrolavado; se estima que la limpieza mecánica sea efectuada cada 4 meses o

cuando el diferencial de presión (dP) alcance 1,0 bar. Un filtro limpio deberá indicar

0,07 bar.

Tasa normal de flujo: 70,8 m3/h Presión Normal de Operación: 3,5 barg

Temperatura normal: 55 °C

02A101 (21-210-12-110)

Eyector de Evacuación del Arranque

Este sistema es usado para remover algún aire entrampado y para hacer vacío en la

sección de reacción de la unidad durante el arranque.

02A102 (21-210-12-107)

Paquete de Inyección de DMDS

Esta sección del sistema consta de la bomba de inyección 02P105 y el Tambor

(compartido) 02V108.

El Dimetil Disulfuro es inyectado mediante una boquilla cónica conectada a la línea

de alimentación ubicada a la entrada del Segundo Reactor 02R102.

Bomba - tipo diafragma Tasa de 02P105 = 0,15 m3/h

Esta sección del sistema consta de la bomba de inyección 02P106 y el Tambor

(compartido) 02V108.



El Dimetil Disulfuro es inyectado mediante una boquilla cónica conectada a la línea

de entrada de nafta líquida que va al Calentador de Arranque del Reactor, 02E106.

Bomba - tipo diafragma Tasa de 02P106 = 1,0 m3/h

02A103 (21-210-12-101, 114)

Sistema de Inyección de Antioxidante

El sistema consta del tanque de mezcla 02V109 y la bomba 02P107. Esta inyecta un

producto químico antioxidante, desde el tambor de antioxidante 02V109, a la

corriente de nafta estabilizada, en la línea de descarga del Tambor de

Compensación de la Alimentación 02V101, antes de bombearla a los reactores de

fase líquida.

La inyección del químico se realiza mediante un dispositivo de boquilla cónica

acabado de tal manera que la sección alargada de la boquilla está orientada hacia el

flujo aguas abajo y hace que el químico inyectado en turbulencia se mezcle

completamente con la corriente de flujo.

Bomba - tipo diafragma Tasa - 15,0 lt./h, mínimo Consultar la Sección 1.7

02A105 (21-210-12-102)

Atemperador de Vapor de AP

Mecanismo en línea utilizado para atemperar el vapor.

02A106 (21-210-12-124, 21-210-11-403)

Sistema de Purificación de H2

El gas crudo de alimentación que incluye 80% de H2 llega por tubería desde una

instalación cercana y es comprimido hasta la presión requerida por la Unidad de

Purificación de H2. Los Compresores de Gas Crudo / Reforzadores de H2 /

Compresores de Reciclo constituyen un solo equipo. Se dispone de enfriadores

intermedios y posteriores que limitan la temperatura de descarga del compresor a un

máximo de gas de alimentación comprimido. La corriente de 80 % de H2 es,

entonces, alimentada a la Unidad de Purificación de Hidrógeno (HPU) mediante

control de presión.



El hidrógeno gaseoso de alta pureza (99,9 %) producido en la unidad HPU es

comprimido a 43,4 barg por el Reforzador de H2 02K101B.

3.5 OTROS DISPOSITIVOS / SISTEMAS DE PROTECCION /ETC.

3.5.1 Válvulas Bloqueables

Las válvulas bloqueables son empleadas por razones de seguridad, protección

ambiental y operatividad. El departamento de operaciones debe mantener una lista

de todas las válvulas bloqueables y validar la posición de la válvula de acuerdo a un

programa establecido. Todas las válvulas bloqueables aparecen en los diagramas

DTI pero, únicamente las empleadas por razones de seguridad aparecen en el

PSFS. La mayor parte de las válvulas bloqueables se emplean alrededor de las

válvulas de alivio de seguridad.

3.5.2 Válvulas de Retención de las Bombas

Las válvulas de retención en la descarga de las bombas son consideradas como

elementos limitantes puesto que pueden reducir los volúmenes que podrían liberarse

aguas abajo de la válvula durante una falla de la bomba. Aunque las válvulas de

retención no juegan un papel activo en la salvaguarda de la unidad, como

generalmente se cree, su contribución en este proyecto consiste en evitar que la

bomba asociada gire hacia atrás en caso de falla o de pérdida de material en un

sistema que esté trabajando a una presión más alta. La confiabilidad de las válvulas

de retención ha sido bien demostrada y las posibilidades de falla no tienen la

importancia suficiente como para exigir una inspección especial; en su lugar, se

espera que las válvulas de retención que no operen, se identifiquen adecuadamente

durante el desarrollo de las operaciones rutinarias (al alinear las bombas).

3.5.3 Válvulas Automáticas (Falla segura).



De manera general, se ha incluido un dispositivo de liberación de presión para cada

pieza del equipo que pueda ser sometida a presión o calor excesivos. En la tabla

siguiente aparece una lista de dichas válvulas.


FECHA DE ELABORACION: PAGINA 9FECHA DE REVISION: 04/29/00 REV.0A

Análisis de Falla de las Válvulas Automáticas

Válvula Ubicación Falla

P&ID21-210-12-

Consecuencia

LV-3010 Condensado V304 Cerrada 101 La falla en posición abierta puede crear flujo de vapor a través de V304 y P305A/S, al cabezalde condensado.

PCV-3006 Purga de N2 T301 Cerrada 101 La falla en posición abierta puede causar escape de N2 al ambiente.

PCV-3028 Venteo V304 Abierta 101 La falla en posición cerrada puede ocasionar una situación de alivio.

PCV-3003 Venteo T301 Abierta 101 La falla en posición cerrada puede ocasionar una situación de alivio.

PCV-3036 Purga de N2 V303 Cerrada 101 La falla en posición abierta puede causar escape de N2 al ambiente.

PCV-3035 Venteo V303 Abierta 101 La falla en posición cerrada puede ocasionar una situación de alivio.

PV-3020 Alimentación V302 Cerrada 101 La falla en posición abierta puede ocasionar alta presión en V302 y crear una situación dealivio.

PV-3034 Vapor V302 Abierta 101 La falla en posición cerrada puede ocasionar alta presión en V302 y crear una situación dealivio.

FV-3005 Alimentación C301 Cerrada 102 La falla en posición abierta puede dar lugar a altas tasas de flujo hacia C301.

FV-3006 Condensado E304A Cerrada 102La falla en posición abierta puede dar lugar a altas tasas de flujo de vapor hacia E304A.

FV-3007 Condensado E304S Cerrada 102 La falla en posición abierta puede dar lugar a altas tasas de flujo de vapor hacia E304S.

PV-3013A Gas ácido de C301 almechurrio

Abierta 102 La falla en posición cerrada puede ocasionar una situación de alivio en la columna C301.

PV-3013B Gas ácido a SRU Cerrada 102 La falla en posición abierta puede causar una despresurización en de la despojadora C301 ydar lugar a un incremento desmedido del flujo hacia la unidad SRU.

PV-3021 Vapor E304A Cerrada 102 La falla en posición abierta puede ocasionar temperaturas altas en el rehervidor y degradaciónde la amina.

PV-3022 Vapor E304S Cerrada 102 La falla en posición abierta puede ocasionar temperaturas altas en el rehervidor y degradaciónde la amina.

FV-3009 Tope C301 Abierta 103 La falla en posición cerrada puede resultar en pérdida del flujo del sistema de recirculación ydar lugar a temperaturas altas en el tope de la columna.


FECHA DE ELABORACION: PAGINA 10FECHA DE REVISION: 04/29/00 REV.0A

Análisis de Falla de las Válvulas Automáticas (continuación)

Válvula Ubicación Falla

P&ID21-210-12-

Consecuencia

LV-3003 Fondos C301 Cerrada 103 La falla en posición abierta puede ocasionar pérdida de nivel en los fondos de la columna ybombeo de flujo al intercambiador E301, mediante las bombas P301A / S.

TV-3025 Desvío EA305 Cerrada 103 La falla en posición abierta puede ocasionar y altas temperaturas en el sistema derecirculación y en el tope de la columna despojadora C301, haciendo que el vapor salga de lacolumna a altas tasas de flujo.

FV-3011 Descarga P302 Cerrada 104 La falla en posición abierta puede hacer que salga un flujo alto de amina pobre del sistema,dando lugar a pérdida de nivel en el tanque V301.

PV-3017A Purga de N2 V301 Cerrada 104 La falla en posición abierta puede liberar N2 a la atmósfera u ocasionar una situación de alivio.

PV-3017B Venteo V301 Abierta 104 La falla en posición cerrada puede ocasionar una situación de alivio.

TV-3003A Desvío E303 Cerrada 104 La falla en posición abierta puede elevar la temperatura de la amina pobre fría que va a laplanta de GRP.

TV-3003B Descarga E303 Abierta 104 La falla en posición cerrada puede restringir el flujo o elevar la temperatura de la amina pobrefría que va a la planta de GRP.


FECHA DE ELABORACION: Pág. 1 de36FECHA DE REVISION: 04/29/00 REV. 0A


4.1.1 Inspección de Recipientes

4.1.2 Inspección de Tuberías

4.1.3 Inspección de Bombas y Compresores

4.1.4 Inspección de Instrumentos



4.2.2 Lavado de Equipos


4.4

4.4.1

4.4.2

4.4.3

4.4.3.1

4.4.3.2

4.4.3.3

RODAJE DEL COMPRESOR

Medio para el RODAJE

Precauciones

Detalles de implementación

Planificación

Preparación

Implementación




4.6.2 Rodaje del Ventilador

4.7

4.7.1

CURADO DE REFRACTARIOS

Lineamientos para el secado del refractario


4.9 CARGA DE CATALIZADOR Y DE QUIMICOS




4.9.2 Carga del Catalizador LD-145 / HR-306C, Primer Reactor

4.9.3 Carga del Catalizador LD-145 y HR-306C, Segundo Reactor


4.9.5 Sulfurización de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (Reactores de Fase

Líquida)

4.9.6 Principales Etapas de los Procesos de Sulfurización (Reactores Líquidos)


4.9.8 Principales Etapas de los Procesos de Sulfurización (Segundo Reactor)






El propósito de esta sección es el de servir de “lista de revisión de procedimientos”

para recordar al operador o lector los pasos y procedimientos que deben llevarse a

cabo al verificar la construcción y el precomisionamiento. Estos procedimientos

eliminan la posibilidad de que se presuma que las labores han sido concluidas, al

comprobar que un componente cualquiera ha sido correcta y completamente

instalado. Esta revisión prepara el equipo para el arranque inicial.

4.1.1 Inspección de Recipientes

• Debe comprobarse que la construcción fue realizada de acuerdo con

las especificaciones de diseño y planos de fabricación.

• Debe comprobarse que la identificación en el etiquetado de todo el

equipo es correcta.

• Debe verificarse que el recipiente y sus componentes externos e

internos han sido instalados correctamente.

4.1.2 Inspección de Tuberías

• Debe comprobarse que las tuberías han sido instaladas de acuerdo con

las especificaciones de diseño.

• Debe comprobarse que los puntos de medición de flujo, presión,

temperatura y toma de muestras han sido instalados correctamente.

4.1.3 Inspección de Bombas y Compresores

1. Debe verificarse que las bombas y los compresores hayan sido

instalados de acuerdo con las especificaciones de diseño y los planos

de fabricación.



2. Debe comprobarse que la identificación en el etiquetado de todo el

equipo es correcta.

4.1.4 Inspección de Instrumentos

1. Debe comprobarse que la instrumentación ha sido instalada de

acuerdo con las especificaciones y planos de diseño.

2. Debe comprobarse que todas las válvulas de retención, válvulas de

asiento y placas orificio han sido instaladas en la dirección de flujo

correcta.

3. Debe comprobarse que los instrumentos para medición en las líneas

de proceso han sido instalados de acuerdo con las especificaciones y

planos de diseño.





Deben eliminarse por completo el sucio y los depósitos de todas las

tuberías; esto puede realizarse después de llevar a cabo la prueba

hidrostática, antes de drenar el agua de la prueba. Las tuberías para

transporte de líquido son generalmente lavadas con agua y drenadas por

completo; las tuberías de gas pueden ser lavadas con agua o sopladas con

aire pero, en caso de que se emplee agua, debe desalojarse por completo

de la línea. Para soplar las tuberías de nitrógeno, de aire para instrumentos

y de aire para la planta debe utilizarse aire o nitrógeno. Las tuberías de

vapor deben limpiarse utilizando el medio especificado en el diseño.

Para eliminar los desechos y el sucio originados durante la construcción del

equipo y las tuberías de la Unidad Hidrotratadora de Nafta no se requiere

ningún químico especial limpiador.

Para las actividades de lavado debe utilizarse únicamente agua limpia. Las

tuberías aleadas o los equipos que contengan mezcla de metales, tales

como los aceros inoxidables, deben lavarse con agua con un contenido bajo

de cloro (< 50 ppm). Las tuberías y el equipo de acero al carbono deben

lavarse con agua limpia filtrada, tal como la proporcionada por el sistema de

agua industrial.

Los siguientes puntos se sugieren como guía para el lavado de tuberías:

1) Siempre que sea posible, debe suministrarse agua limpia a los

recipientes; las líneas contiguas a ellos deben lavarse hacia el exterior

de los mismos y nunca hacia dentro del equipo.



2) Independientemente de la sustancia empleada - vapor, aire o agua -,

para una limpieza completa deben utilizarse el máximo volumen y la

máxima velocidad.

3) Antes de comenzar, retire las placas orificio.

4) Las válvulas de control deben retirarse y reemplazarse con carretes de

tubería.

5) Las líneas de los instrumentos deben cerrarse o desconectarse y

cerrados con bridas ciegas. El cabezal de aire de los instrumentos debe

soplarse completamente con aire limpio y seco.

6) Las válvulas de alivio deben cerradas con bridas ciegas y no, lavarse ni

soplarse, aún cuando vayan a ser puestas de nuevo en servicio

después de la prueba hidrostática.

7) Regule el medio empleado para limpiar en su fuente de abastecimiento.

Por ejemplo, el agua de un recipiente debe regularse en el recipiente

mientras que el vapor debe regularse en la válvula mediante la cual se

suministra a la tubería que se está limpiando.

8) De ser posible, dirija el flujo hacia abajo o en sentido horizontal.

9) Siempre dirija la corriente del medio empleado a través de un desvío en

el equipo hacia un extremo abierto, antes de hacerlo a través del equipo.

10) Desconecte las tuberías en los intercambiadores y lave los mismos

hacia las aberturas. No lave a través de los intercambiadores.

11) Dirija la corriente a través de todos los venteos y drenajes.

12) En las bombas:



• Desconecte las tuberías de succión y de descarga y lave las líneas.

No lave dentro de las bombas.

• Instale rejillas temporales en los filtros de malla de la succión de las

bombas.

• Conecte de nuevo las tuberías para el agua de circulación.

• Consulte la discusión adicional que aparece en la Sección 4.3

“RODAJE de Bombas y Engranajes” y el procedimiento “Verifique el

nombre y el número del procedimiento”.

13) Lave o sople:

• El cabezal principal, de comienzo al final.

• Cada cabezal lateral, desde el cabezal principal hasta el extremo del

lateral.

• Cada ramal, desde el cabezal lateral hasta el extremo del ramal

14) En los sistemas de vapor, lave bien el sucio presente en las piernas de

drenaje de lodo y en los desvíos de las trampas de vapor antes de poner

las trampas en servicio.

15) Al concluir el lavado de tuberías de cualquier sistema, compruebe

cuidadosamente que todos los interruptores de carácter temporal hayan

sido conectados de nuevo, que las válvulas de control hayan sido

reemplazadas y que la alineación de las bombas sea normal.

Compruebe, además, que toda el agua sobrante haya sido drenada.

Reinstale las bridas que hayan sido abiertas colocando empacaduras

nuevas.

4.2.2 Lavado de Equipos

Siempre que sea posible, debe suministrarse agua limpia a los recipientes y

las tuberías conectadas a ellos deben lavarse hacia el exterior del

recipiente. Nunca dirija la corriente hacia dentro del equipo.



1) Seleccione el equipo a ser lavado o soplado.

2) De ser posible, limpie el equipo manualmente antes de lavarlo.

3) Abra el drenaje del fondo del equipo.

4) Conecte el agua de lavado al tope del equipo.

5) Suministre agua hasta que salga limpia.

6) Deje de lavar y drene el equipo.

7) Instale de nuevo cualquier componente del equipo que haya removido

durante la operación de lavado.

8) Cierre el equipo con empacaduras nuevas y asegúrese de que todas

cumplan con las especificaciones de diseño.




La instalación y operación de las bombas y de los engranajes de manera adecuada

resulta esencial para un funcionamiento libre de problemas. Durante el RODAJE

inicial, las bombas y los engranajes deben manejarse con cuidado; generalmente, el

RODAJE inicial de las bombas se realiza circulando agua a través del equipo nuevo.

En la línea de succión de las bombas se instalan coladores de malla con carácter

temporal, situados de manera de facilitar su limpieza y remoción; por otra parte, las

rejillas deben colocarse de manera que las partículas de sucio no se desplacen a

lugares inaccesibles y detengan el flujo. Durante el RODAJE de las bombas, los

filtros de malla pueden causar cierta restricción de flujo; a medida que se depositan

residuos en los filtros, disminuirá el flujo hacia las bombas. Cuando esto suceda en

una bomba centrífuga, será necesario estrangular la descarga de la bomba,

cerrando parcialmente la válvula de descarga; esto evitará la cavitación del equipo

previniendo su daño. También evite restringir la descarga de la bomba hasta el punto

de causar deslizamiento de las correas interiores de la misma así como excesiva

generación de calor.

Nota: Debe seguirse el procedimiento específico de RODAJE de la bomba

proporcionado por el fabricante.

Etiqueta de la

Bomba Nombre de la Bomba Capacidad ∆P (bar) P&ID

02P101A/ S Bombas de Alimentación 21-210-12-

101

02P102A / S Bombas de Agua de Lavado 21-210-12-

113

02P103A / S Bombas de Diluente y Enfriador 21-210-12-

101

02P104A / S Bombas de Recirculación de Agua 21-210-12-

101



02P105 Bombas DMDS del Segundo Reactor 21-210-12-

107

02P1026 Bomba DMDS del Reactor de Fase Líquida 21-210-12-

107

02P107 Bomba de Inyección de Antioxidante 21-210-12-

114

02P108A / S Bombas de Reflujo del Estabilizador 21-210-12-

118

Al arrancar una bomba centrífuga accionada a turbina, debe tratarse de acelerarla

tan rápido como sea posible; en las bombas accionadas a motor, las velocidades

normales de operación se alcanzan de manera rápida y automática, si el motor se

ha arrancado de manera adecuada.

Para lavar y lubricar los anillos de desgaste es fundamental que exista una presión

de descarga. Después de arrancar inicialmente la bomba, estrangule la válvula de

descarga por un período corto de tiempo para ayudar a que la presión suba; una vez

logrado ello, abra la válvula por completo. A continuación y en tanto sea posible, es

siempre aconsejable estrangular la válvula de descarga de una bomba centrífuga

justo antes de apagarla; sin embargo, las válvulas de descarga de las bombas de

desplazamiento positivo en operación nunca deben cerrarse puesto que pueden

crearse presiones excesivas dentro de la bomba y corriente abajo, en tuberías y

equipos. Antes del RODAJE deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos:

1) Las instrucciones de operación del fabricante para cualquier precaución especial

que deba tomarse.

2) La terminación general de la instalación.

3) La alineación de la bomba y el engranaje para su operación en frío. La tubería no

debe forzar la bomba ni el engranaje.

4) Tubería de enfriador y tubería de aceite de sello o del collarín del prensaestopas:



• Las bombas con empacaduras convencionales para trabajo en caliente están

equipadas generalmente con aceite para el collarín del prensaestopas.

Cerciórese de que el equipo contenga todo lo necesario y de que todo esté

dispuesto de la manera correcta.

• Compruebe que todos los componentes del sistema de lavado de las

bombas de sello mecánico (filtros de malla, separadores, orificios de

restricción y enfriadores) hayan sido instalados correctamente y estén

limpios. Si el lavado no es completo o el fluido empleado se ensucia, los

sellos pueden fallar.

5) Compruebe que las empacaduras o sellos estén instalados.

6) Los cojinetes y los ejes deben limpiarse antes de su lubricación final.

7) Compruebe que las bombas y los engranajes estén lubricados de acuerdo con

las instrucciones para tal fin.

8) Asegúrese de que los engranajes de los motores eléctricos no acoplados a las

bombas roten correctamente. Corra estos motores por un mínimo de cuatros

hora y compruebe que operan en buenas condiciones.

Los engranajes de las bombas están dimensionados para el fluido que va a

manejarse normalmente; sin embargo, durante su RODAJE, muchas bombas

desplazan un líquido de mayor densidad (agua) que su fluido normal de proceso. En

consecuencia, existe la posibilidad de sobrecarga de muchos motores eléctricos;

para evitarlo, cuando se corre una bomba centrífuga debe limitarse el flujo,

estrangulando la válvula de descarga de la bomba. Al hacerlo compare, de ser

posible, el amperaje utilizado con el de diseño,. Para el RODAJE de una bomba, se

sugiere utilizar el siguiente procedimiento:

1) Gire la bomba y el engranaje con la mano, comprobando que giran libremente.

2) Cerciórese de que la circulación de agua del RODAJE está alineada.



3) Abra por completo las válvulas de succión y saque el aire de las tuberías y las

bombas, llenándolas completamente con líquido.

4) De ser necesario, establezca un flujo de enfriador.

5) Compruebe que la lubricación es satisfactoria.

6) Asegúrese de que exista flujo de corriente eléctrica del interruptor al arrancador

del motor eléctrico.

7) Abra levemente la válvula de descarga de la bomba centrífuga para hacer que la

presión aumente.

8) Arranque la bomba; si la presión no sube inmediatamente, detenga la bomba y

resuelva el problema.

9) Cuando la presión de descarga haya aumentado satisfactoriamente después de

arrancar, abra gradualmente la válvula de descarga hasta obtener la tasa de flujo

deseada.

10) En caso de que se presente un ruido, una vibración, un recalentamiento o

cualquier otra condición anormal, pare la bomba inmediatamente; corrija la causa

antes de poner la bomba de nuevo en uso. Continúe observando si se presentan

condiciones anormales puesto que éstas pueden ocurrir aún después de una

operación prolongada.

11) Revise el sello del eje; los sellos mecánicos no deben presentar fugas. En el

caso de cajas de prensaestopas con empacaduras convencionales se debe

permitir siempre que los mismos goteen un poco de aceite de sello para proveer

cierto grado de lubricación y evitar el sobrecalentamiento. Las tuercas de la caja

del collarín del prensaestopas generalmente se ajustan con los dedos. Un sello

mecánico puede presentar alguna filtración al momento del arranque; sin



embargo, después que la bomba se prenda y se apague varias veces, la

filtración debe cesar.

12) Opere la bomba, dirigiendo los flujos a través de todos los circuitos de tuberías

de succión y de descarga.

13) Revise las rejillas y limpie las que lo necesiten.

14) Revise y alinee de nuevo, si es necesario, después de cualquier alteración en las

tuberías tal como sucede cuando se inspeccionan las rejillas de succión o

cuando las bridas de tubería se separan para eliminar las rejillas.

15) Al parar la bomba, cierre primero la válvula de descarga manteniendo constante

la presión de descarga hasta que la bomba se detenga por completo: esto

evitará que el motor gire en reverso en caso de que la válvula de retención de

descarga filtre y al mismo tiempo, le proporciona un lavado rápido a los anillos de

desgaste.

16) Después que todas las tuberías conectadas a la bomba hayan tenido un lavado

adecuado y que durante dos revisiones consecutivas se observe que no hay

residuos en ellas, pueden retirarse las rejillas temporales. Después de ello,

pueden instalarse las rejillas permanentes en los sitios en los cuales sean

necesarias.



4.4 RODAJE DEL COMPRESOR

La apropiada instalación y operación de los compresores y motores es esencial

para un comportamiento libre de problemas. Los compresores y motores serán

recibidos y manejados cuidadosamente durante la RODAJE inicial. Limpieza

química de las líneas de hidrógeno y del compresor no son requeridas por el

vendedor. Generalmente la RODAJE inicial del compresor es realizada con aire

antes del arranque inicial, el compresor de hidrógeno necesita ser purgado con

nitrógeno para estar libre de bolsas de aire, esto protegerá al compresor de posibles

daños significativos sí hidrógeno es introducido en presencia de aire. Filtros

temporales serán instalados en la línea de succión, convenientemente ubicados

para su remoción y limpieza. Una malla también será colocada para evitar la

deposición de partículas en lugares inaccesibles cuando el flujo se detenga. Durante

la RODAJE los filtros pueden causar alguna restricción del flujo. A medida que el

filtro se va taponando, el flujo a través del compresor disminuirá. Cuando esto

ocurre, será necesario reducir ó estrangular parcialmente la válvula de descarga ó

abrir la válvula de recirculación. Esto protegerá de cavitación el compresor lo cual

causa daños a éste. Sin embargo se debe evitar restrimguir la descarga del



compresor por tiempo prolongado ya que ésto puede causar daños internos al

compresor y excesiva generación de calor.

El compresor en la unidad es un compresor reciprocante con seis etapas

separadas, manejado por un motor eléctrico de 357KW. El compresor

02K101A/B/C, está constituido por tres etapas de compresión, dos etapas de gas

de elevación y una etapa de gas reciclo.

Nombre delCompresor

Nombre delCompresor Capacidad DP(bar)) P&ID

02K101A Compresor de Gas Ricoen Hidrógeno

4187Kg/hr 7.7 Abs 21-210-12-121

02K101C Compresor de Gas Ricoen Hidrógeno

4038Kg/hr 21.9 Abs 21-210-12-121

02K101D Compresor de Gas deElevación

864Kg/hr 30.2 Abs 21-210-12-123

02K101E Compresor de Gas deElevación

844Kg/hr 44.0 Abs 21-210-12-123

02K101F Compresor de Gas deReciclo

3924Kg/hr 39.2 Abs 21-210-12-110

Nota: Los procedimientos especificos del fabricante deben ser seguidos para laRODAJE.

4.4.1 Medio para el RODAJE.

La RODAJE está especificada como procedimiento para evitar daños en el

compresor y/o problemas operacionales. El medio de proceso de diseño (gas) deberá

ser usado siempre que sea posible. En algunos momentos, el compresor podrá ser

corrido con otro medio diferente para el cual fué diseñado. En esos casos, un

chequeo completo deberá ser realizado por el personal de Ingeniería, Operaciones y

el Vendedor.



4.4.2 Precauciones

Cualquier procedimiento anterior al arranque que tenga que ver don el compresor, es

decir, el precomisionamiento, arranque y preservación después de la parada, deberá

cumplir con las instrucciones relevantes del suplidor.

4.4.3 Detalles de la Implementación

4.4.3.1 Planificación

La ruta del flujo para el rodaje, en caso de ser un solo paso o un circuito cerrado

(reciclo) deberá ser determinada en los procedimientos detallados de

precomisionamiento y comisionamiento. La misma deberá ser marcada en los DTI

pertinentes. Los siguientes aspectos deberán ser indicados en los mismos:

1. Toma de aire y punto de salida en el compresor

2. Punto de carga de nitrógeno, si fuese pertinente

3. Presión del sistema en caso de empleo de nitrógeno

4. Válvulas que deberán estar abiertas o cerradas y su posición



5. Ubicación de líneas, válvulas, orificios, ciegos de tuberías temporales, si los

hubiese

6. Instrumentos usados para controlar presiones, flujos y temperaturas, incluyendo

objetivos de control, si los hubiese

7. Dispositivos de seguridad y alarma y sus valores preestablecidos, si lo hubiese

4.4.3.2 Preparación

1. El compresor debe ser verificado y confirmado como “Listo para Operación”

• La corrida en solitario de los actuadores así como la alineación subsecuente

deberá ser verificada como terminada

• Los equipos, tuberías e instrumentos relacionados deberán estar listos para

usar

• Los servicios industriales necesarios están listos para recibir (ejemplo, aire

de instrumentos, potencia eléctrica, agua de enfriamiento, vapor)

• Los sistemas auxiliares tales como los de aceites y grasas lubricantes

deberán estar listos para operar y todos los lavados pertinentes

completados

• Los recipientes de aceites lubricantes y grasas deberán estar

adecuadamente llenos

• Los mecanismos de disparo relacionados con el arranque y la parada del

compresor deberán estar listos para funcionar

• Se deberá confirmar que las válvulas relacionadas para una mayor facilidad

de operación estén en modo manual

2. Deberá haberse completado la limpieza de las tuberías

3. La ruta del rodaje deberá ser verificada completamente por el supervisor a cargo

del sistema.

4.4.3.3 Implementación



1. Todos los instrumentos necesarios deberán ser puestos en servicio

2. El sistema del compresor deberá ser activado de acuerdo con las instrucciones

del manual del suplidor para el rodaje mecánico

3. El rodaje deberá ser continuado por cuatro horas. Durante el rodaje deberá

verificarse y registrase cualquier vibración, temperatura de los rodamientos,

presión de descarga, uso de potencia, etc.


Esta unidad no cuenta con equipos especiales para el rodaje.




El propósito de “rodar” el ventilador (Ventilador Aletado) es comprobar sus

condiciones mecánicas en cuanto a vibración, ruido y generación de calor en los

cojinetes. Aunque la RODAJE del ventilador es muy similar al “comisionamiento”,

ésta RODAJE se realiza como una tarea de precomisionamiento puesto que la

prueba no incluye el uso de material de proceso.


• Compruebe que los cojinetes están lubricados. La tubería de lubricante

de las conexiones más distantes debe aflojarse y llenarse con grasa

desde el extremo de la tubería.

• Compruebe que los tornillos de las aspas del ventilador estén ajustados

de manera firme y que los anillos de retención de las aspas sujeten las

mismas de manera adecuada.



• Con la energía eléctrica desconectada, gire el ventilador con la mano

para comprobar que el eje, el reductor de velocidad y el engranaje del

motor giran libremente.

• Compruebe que no haya obstrucciones para las puntas de las aspas. A

menos que se especifique otra cosa, la distancia mínima libre debe ser

de 3/8”.

• Revise la tensión de la correa. Los soportes del bloque del motor deben

apretarse hasta que la correa adquiera la flexión especificada por el

suplidor.

• Cerciórese de que las guardacorreas del ventilador hayan sido

instaladas debidamente y asegúrelas antes de arrancar el ventilador.

• Opere las rejillas de ventilación (en caso de que existan) y compruebe

visualmente que abren y cierran sin interferencia.

4.6.2 RODAJE del Ventilador

1) Verifique / confirme que el ventilador está listo para operar.

2) Golpee ligeramente el engranaje del ventilador para comprobar que el

equipo gira en la dirección correcta.

3) Compruebe que todas las tuberías y el equipo e instrumentación

asociados están listos para su uso.

4) Aplique corriente al ventilador. Si la torsión de arranque dispara el

interruptor de vibración, revíselo y ajústelo a los valores apropiados.



5) Opere el ventilador por un mínimo de 4 horas. Después que la

temperatura de los cojinetes se haya estabilizado, asegúrese de que la

vibración no sea excesiva.

6) En lo posible, verifique la temperatura del engranaje y de los cojinetes

del ventilador para evitar que se recalienten.

7) Compare las condiciones de operación del motor con los datos que

aparecen en la placa del fabricante y ajuste el amperaje de las aspas del

ventilador, de acuerdo con las especificaciones del proveedor.

8) Revise periódicamente las condiciones del motor; las correas pueden

estirarse durante las primeras semanas de operación.

4.7 CURADO DE REFRACTARIOS

4.7.1 Lineamientos para el Secado del Refractario

El horno calentador de la alimentación al segundo reactor, 02F101, está provisto de

refractario interno el cual requiere ser secado antes de la operación normal.

Nombre Descripción P&ID

02F101 Calentador de Carga al 02R102 21-210-12-105

El propósito de éste procedimiento es discutir el lineamiento para el secado del

refractario del horno. El secado es hecho para remover la humedad por

calentamiento del horno. Siguiendo los lineamientos y procedimientos se asegurará

que el horno esté seco y que toda la huemdad ha sido removida por medio de la

evaporación. Esto también asegura que el refractario se ha adherido a las paredes

del horno y que la humedad no se quedará atrapada entre la pared y el aislamiento y

cause una expansión repentina de la humedad cuando ésta se calienta. El control del



secado también eliminará la posibilidad de que el refractario se desprenda debido a la

saturación de la humedad.

Antes del encendido de los quemadores del horno, la cámara de combustión debe

ser purgada con vapor durante 30 minutos para reducir el riesgo de explosión durante

el arranque.

Detalles específicos para el secado del refractario del horno forma parte del

procedimiento de arranque inicial listado en la Sección # 5.


Consultar la Sección 5.2.7 “Servicio y Calibración de Instrumentos”. Tanto la

instrumentación como el comisionamiento deben llevarse a cabo de acuerdo con los

detalles en las Prácticas de Ingeniería VK-365, “Revisión, Calibración, Instalación,

Prueba y Comisionamiento de Instrumentos”. La lista de instrumentos aparece en el

Apéndice C.11.



4.9 CARGA DE CATALIZADOR Y DE QUIMICOS

Los medios catalizadores consisten generalmente de un soporte (óxido de tierra,

óxido de aluminio, dióxido de silicio, óxido de magnesio, etc.) en el cual se depositan

los metales finamente divididos. El componente metálico depositado en el soporte es

siempre responsable de la acción catalítica; a menudo, el soporte también tiene una

acción catalítica ligada a su naturaleza química.

El catalizador de hidrogenación no se consume pero puede ser desactivado, bien

sea por impurezas en la alimentación o por alguno de los productos de las

reacciones químicas que tienen lugar, originando polímeros o depósitos de coque en

el catalizador.

Los catalizadores seleccionados para la Hidrotratadora son el LD-145, compuesto

por óxidos mezclados de níquel y molibdeno y el HR-306C, constituido por óxidos de

cobalto y molibdeno.



La selección del catalizador es de importancia fundamental para el rendimiento del

proceso. Las consideraciones principales para esta aplicación fueron:

• Hidrogenación selectiva de olefinas y diolefinas.

• Alta actividad para la eliminación del silicio en la corriente de alimentación,

combinada con una alta capacidad de retención del silicio.

• Alta selectividad para que no ocurra polimerización de los hidrocarburos no

saturados presentes en la alimentación, a fin de que no se formen gomas.

El sistema escogido consiste en dos lechos de catalizador: uno de LD-145 en el

tope y el otro, de HR-306C, en el fondo.

El catalizador LD-145 está compuesto de óxidos mezclados de níquel y molibdeno

sobre un soporte especial. El catalizador HR-306C está constituido por óxidos de

cobalto y molibdeno, dispersados en óxido de aluminio activo.

La mayoría de los procedimientos de carga de catalizador son similares pero, cada

suplidor posee procedimientos específicos para cada tipo de catalizador que se

aplique a un diseño en particular. La lista de los pasos que se recomienda seguir en

los procedimientos generales para cargar el catalizador en los reactores de nafta se

muestra a continuación.


• Compruebe que todos los reactores están aislados y lo suficientemente fríos

como para entrar en ellos.

• Abra la boca de visita del tope y verifique que la atmósfera dentro del reactor es

adecuada para entrar en él.

• Reúna o cerciórese de que todos los tambores de catalizador y de óxido de

aluminio están en un mismo sitio techado, cerca del reactor.



• Verifique que todos los componentes internos a ser instalados durante la carga

están disponibles y a mano; compruebe que están conforme a los planos y que

la calidad de los materiales es la requerida.

• Todos los componentes internos del reactor están fabricados como elementos

que pueden ser desmantelados a fin de permitir su inserción a través de la boca

de visita (su ensamblaje debe haber sido revisado durante el

precomisionamiento).

• Inspeccione el estado de los bolas de alúmina. Si los mismos están rotos

deberán ser clasificados y los finos removidos y eliminados. Reponga cualquier

deficiencia de catalizador de ser necesario.

• Asegúrese de que todo el equipo de seguridad y de protección personal

necesario (es decir, guantes, máscaras contra el polvo, respiradores, correas de

seguridad, etc) y medios de comunicación tales como radios y “walkie-talkies”,

estén disponibles y en uso. Compruebe que las reglas de seguridad del proyecto

se cumplen.

• No ruede los tambores de catalizador puesto que ello rompe las pellas y causa

compactación.

• El catalizador debe cargarse cuidadosamente, reduciendo al mínimo la caída

libre siendo la máxima permisible es de 1 m. Durante el llenado, no camine

directamente sobre el lecho de catalizador; utilice tablones para distribuir

uniformemente el peso del cuerpo. En caso de lluvia durante la operación de

carga, detenga la misma y cubra la boca de visita y los barriles de catalizador.

Proteja el catalizador de la humedad.

• Durante la carga del catalizador, utilice máscaras contra el polvo. Cuide de no

dejar materiales extraños, tales como pedazos de mangas de carga, tablones,

herramientas, etc., dentro del reactor.



• Durante la operación debe disponerse de una escalera de cuerda de 16 m como

equipo especial auxiliar.

• Tolva estacionaria a ser construida en el sitio. La tolva debe contar con una

válvula corrediza que permita comenzar y detener la carga. Las patas de la

tolva deben ser lo suficientemente largas para permitir el acceso al reactor.

• Las mangas de carga de catalizador deben ser de lona y de una longitud

adecuada, 150 mm de diámetro.

• Debe disponerse de una tolva portátil que pueda contener cerca de 3 tambores

de catalizador.

• Debe existir un dispositivo de izamiento, tal como una grúa o un sistema de

guinches, etc., que permita izar la tolva portátil desde el suelo.

• Sobre el terreno, debe erigirse una plataforma temporal al mismo nivel del

camión utilizado para transportar los tambores de catalizador desde el sitio de

almacenamiento hasta el sitio del reactor. Los tambores deben transferirse

desde el camión a la plataforma, abrirse y vaciarse dentro de la tolva portátil.

Los tambores vacíos deben sellarse y almacenarse en el sitio o enviarse

inmediatamente a las instalaciones de almacenamiento.

• En el tope de los reactores debe instalarse una plataforma temporal que

permita operar la válvula deslizable de la tolva portátil durante la operación de

carga.

• Para proteger el catalizador de la lluvia, se deberán instalar resguardos

temporales en el tope de los reactores y en las plataformas al nivel del terreno.

• Debe disponerse de una aspiradora para eliminar el polvo y los desechos de

catalizador que queden dentro de los reactores.



• Deben tenerse a mano herramientas, equipo de iluminación, máscaras contra

el polvo, respiradores y correas de seguridad.

• Debe disponerse también de recipientes (que puedan sellarse) para tomar

muestras de catalizador durante la carga.

4.9.2 Carga de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (dentro del Primer Reactor)

• Siga siempre el procedimiento de carga indicado por el proveedor de

catalizador.

• Compruebe que se dispone de todos los dispositivos de carga necesarios

descritos en la sección preparatoria anterior.

• Coloque las tolvas de llenado tal como aparecen en las Figuras IFP 1, 2 o 3.

• Coloque el operador de carga dentro del reactor para que controle la manga

del cargador y nivele el lecho de catalizador. Compruebe que se hayan

cumplido todos los procedimientos de seguridad.

• Llene el fondo del reactor con bolas de alúmina de ¾“ hasta una altura de 460

mm por debajo de la tangente. Nivele el lecho y en la pared del reactor, marque

con tiza la altura del lecho.

NOTA: Dentro del reactor puede verse la línea de soldadura. Utilice los planos

detallados del fabricante para corregir la diferencia entre la altura de la

tangente y la de la línea de soldadura, de acuerdo con los planos.

• Con bolas de alúmina de ¼ ”, construya un lecho de 150 mm de espesor

encima de los bolas de ¾“.

• Marque con tiza en la pared del reactor, la altura del tope del segundo lecho de

catalizador (HR-306C), 6,34 m por encima de los bolas de alúmina de ¼”.



• Comience a llenar el fondo del reactor con catalizador HR-306C. El operador

dentro del reactor debe mover la manga de llenado para lograr una superficie

uniforme de catalizador. (El operador debe pararse sobre tablones para evitar

hundirse en el lecho). A medida que el nivel de catalizador aumenta, debe

acortarse la manga de llenado.

• Durante la carga de catalizador debe tomarse una muestra de cada tambor, a

fin de preparar una muestra compuesta de la carga del reactor. La mitad de la

muestra compuesta será para CONOCO INC. y la otra mitad para el IFP.

• El informe de la operación de carga debe especificar:

- Número de tambores utilizados

- Números de referencia de los lotes y los tambores

• Al final de la operación, debe medirse la densidad de la carga.

• Al alcanzar la marca de tiza en la pared del reactor, detenga la carga y nivele la

superficie del lecho de catalizador.

• Con bolas de alúmina de ¼ “, construya un lecho de 150 mm de espesor por

encima del catalizador.

• Marque con tiza la pared del reactor a una altura de 4,98 m por encima de los

bolas de ¼ ”.

• Cargue el catalizador LD-145 hasta la marca de tiza. Nivele la superficie.

• Coloque los anillos de soporte de las cestas e instálelas; sujete las cestas a

los anillos con alambre rígido. Coloque las tapas de madera sobre las cestas.

• Complete la carga, añadiendo 400 mm de catalizador entre las cestas y la

superficie del lecho.



• Añada 150 mm de bolas de alúmina de ¾ “ entre las cestas; el tope de las

mismas debe estar 50 mm por encima del lecho de bolas. Levante las tapas

de madera y compruebe que no hayan caído catalizador ni bolas de alúmina

dentro de las cestas.

• Instale la bandeja distribuidora.

• Instale el distribuidor de entrada (DIAGRAMA 02R102 A / S2 / 9).

4.9.3 Carga de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (Segundo Reactor)

• Siga siempre el procedimiento de carga indicado por el proveedor de

catalizador.

• Compruebe que se dispone de todos los dispositivos de carga necesarios

descritos en la sección preparatoria anterior.

• Coloque las tolvas de llenado tal como aparecen en las Figuras IFP 1, 2 o 3.

• Coloque el operador de carga dentro del reactor para que controle la manga

del cargador y nivele el lecho de catalizador. Compruebe que se hayan

cumplido todos los procedimientos de seguridad.

• Llene el fondo del reactor con bolas de alúmina de ¾“, hasta una altura de 870

mm por debajo de la tangente.

NOTA: Dentro del reactor puede verse la línea de soldadura. Utilice los planos

detallados del fabricante para corregir la diferencia entre la altura de la

tangente y la de la línea de soldadura, de acuerdo con los planos.

• Nivele el lecho y marque con tiza la pared del reactor a la altura de la superficie

del lecho.



• Con bolas de alúmina de ¼ “, construya un lecho de 150 mm de espesor por

encima del lecho de bolas de ¾ “.

• Marque con tiza la pared del reactor, a la altura del tope del lecho de

catalizador en el fondo (HR-306C), 9,59 m por encima de los bolas de alúmina

de ¼ ”.

• Comience a llenar el fondo del reactor con catalizador HR-306C. El operador

dentro del reactor debe mover la manga de llenado para lograr una superficie

uniforme de catalizador. (El operador debe pararse sobre paneles para evitar

hundirse en el lecho). A medida que el nivel de catalizador aumenta, debe

acortarse la manga de llenado.

• Durante las operaciones debe tomarse una muestra de cada tambor de

catalizador, a fin de preparar una muestra compuesta de la carga del reactor.

La mitad de la muestra compuesta será para CONOCO INC. y la otra mitad

para el IFP.

• El informe de la operación de carga debe especificar:

- Número de tambores utilizados

- Números de referencia de los lotes y los tambores

• Al final de la operación, debe medirse la densidad de la carga.

• Al alcanzar la marca de tiza en la pared del reactor, detenga la carga y nivele la

superficie del lecho de catalizador.

• Con bolas de alúmina de ¾ “, construya un lecho de 150 mm de espesor por

encima del catalizador.

• Instale la bandeja distribuidora del fondo.



• Instale la caja del enfriador inferior y el inyector del enfriador.

• Instale la parrilla de soporte del catalizador.

• Con bolas de alúmina de ¼ “, construya un lecho de 150 mm de espesor

sobre la parrilla de soporte del catalizador; nivele la superficie.

• Comience a cargar catalizador LD-145. Pare la carga a una altura de 2,55 m por

encima de los bolas de alúmina de ¼ “.

• Coloque los anillos de soporte de las cestas e instálelas; sujete las cestas a los

anillos con alambre rígido.

• Complete la carga, añadiendo 400 mm de catalizador entre las cestas.

• Añada 150 mm de bolas de alúmina de ¾ “ entre las cestas; el tope de las

mismas debe estar 50 mm por encima del lecho de bolas. Levante las tapas

de madera y compruebe que no hayan caido bolas de alúmina dentro de las

cestas.

• Instale la bandeja distribuidora del tope.

• Instale el distribuidor de entrada.


Como alternativa a la carga con manga o media, los catalizadores pueden cargarse

utilizando una técnica de alta densidad la cual permite cargar en un volumen dado,

un 15% mas de extrudados (en peso) y un 10 % más de bolas de catalizador.

Se utiliza un equipo de carga portátil, el cual consiste en un distribuidor rotatorio que

se introduce en el reactor desde de la brida del tope. El catalizador fluye dentro del

distribuidor, lo cual constituye una distancia corta por encima del nivel del lecho. El



propósito del distribuidor es rociar el catalizador uniformemente encima del lecho de

manera que toda la superficie del mismo tenga igual tiempo de reposo. Esta

distribución más uniforme (con menor segregación de bolas grandes hacia la

periferia) reduce la posibilidad de canalización; la energía mecánica necesaria es

baja y el catalizador no resulta comprimido, triturado ni golpeado. Además, no se

requiere nivelación. Otra ventaja de la técnica de carga de alta densidad consiste en

que generalmente no se requiere la presencia de personal dentro del reactor durante

la operación de carga.

Por requerimiento del propietario, el IFP puede proporcionar servicio para su equipo

de carga de alta densidad (CATAPAC) y el técnico para operarlo.

• Después de concluir la carga de catalizador debe verificarse la hermeticidad de

los reactores para realizar la prueba de fugas descrita en la sección 4.10; en

caso de no realizar una para la unidad en si, puede realizarse una prueba general

de fugas, incluyendo a los reactores.

• La pérdida de presión permisible es de 0,5 bar durante 4 horas, como máximo.

4.9.5 Sulfurización de los Catalizadores LD-145 y HR-306C (Reactor de Fase Líquida)

El propósito de los procedimientos de sulfurización es eliminar la película de oxidación

que se forma en los catalizadores LD-145 y HR-306C a medida que se cargan, de

manera que recuperen su actividad.

El procedimiento consiste en barrer el catalizador con nafta inerte e hidrógeno

mediante la inyección de DMDS (Dimetil Disulfuro) produciendo H2S por

descomposición, el cual sulfuriza el catalizador debido a las siguientes reacciones:

• Descomposición de DMDS (Dimetil Disulfuro)

• Sulfurización del óxido de molibdeno (por el LD-145 y el HR-306C)

• Sulfurización del óxido de cobalto (por el HR-306C)

• Sulfurización del óxido de níquel (por el LD-145)



La cantidad necesaria de DMDS es de 1.530 kg. por reactor.

4.9.6 Principales Etapas de los procedimientos de sulfurización .

• Inyección de DMDS a 180 °C en la corriente de nafta inerte e hidrógeno en

circulación, temperatura requerida para que la descomposición térmica del

Dimetil Disulfuro produzca el agente sulfurizante (H2S).

• Parada del proceso a una temperatura de 221 °C hasta que aparezca una

cantidad significativa (+ / - 3 % en volumen) de H2S en el gas de reciclo.

• La cantidad de DMDS (1.530 kg.) es inyectada en cerca de 14 h a una tasa de

107 kg./h; sin embargo, este período puede prolongarse si la tasa de inyección

de DMDS se reduce debido a las siguientes razones:

- para mantener el ∆T dentro del reactor en 30 °C, como máximo.

- para mantener el contenido de H2S en el gas de reciclo entre 1,0 y 2,0 % en

volumen.

- al detener el proceso, debe tratarse en lo posible de mantener la

temperatura máxima (234 °C) hasta que el contenido de H2S dentro y fuera

del reactor sean iguales.

- para disminuir la temperatura del reactor a la temperatura al Comienzo de la

RODAJE - SOR de 170 °C.

AVISO IMPORTANTE: El hidrógeno caliente nunca debe circularse si los

catalizadores (LD-145 y HR-306C) no tienen sulfuro

de hidrógeno (podría ser desulfurizado). Si ocurre

una pérdida de H2S, reduzca inmediatamente la

temperatura de entrada del reactor a 200 °C.




El propósito de los procedimientos de sulfurización es eliminar la película de oxidación

que se forma en los catalizadores LD-145 y HR-306C a medida que se cargan, de

manera que recuperen su forma activa.

El procedimiento consiste en barrer el catalizador con nafta inerte e hidrógeno

mediante la inyección de DMDS (Dimetil Disulfuro) produciendo H2S por

descomposición, el cual sulfuriza el catalizador debido a las siguientes reacciones:

• Descomposición de DMDS (Dimetil Disulfuro)

• Sulfurización del óxido de molibdeno (en el LD-145 y el HR-306C)

• Sulfurización del óxido de cobalto (en el HR-306C)

• Sulfurización del óxido de níquel (en el LD-145)

La cantidad necesaria de DMDS es de 12.400 kg. por reactor.

4.9.8 Las principales etapas de los procedimientos de sulfurización son:

• Inyección de DMDS a 180 °C en la corriente de nafta inerte e hidrógeno en

circulación, temperatura requerida para que la descomposición térmica del

Dimetil Disulfuro produzca el agente sulfurizante (H2S).

• Parada del proceso a una temperatura de 221 °C hasta que aparezca una

cantidad significativa (+ / - 0,3 % en volumen) de H2S en el gas de reciclo.

• La cantidad de DMDS (12.400 kg.) es inyectada en aproximadamente 17 h a una

tasa de 714 kg./h; sin embargo, este período puede prolongarse si la tasa de

inyección de DMDS se reduce debido a las siguientes razones:

- para mantener el ∆T dentro del reactor en 30 °C, como máximo.

- para mantener el contenido de H2S en el gas de reciclo entre 1,0 y 2,0 %

en volumen.

- al detener el proceso, debe tratarse en lo posible de mantener la

temperatura máxima (320 °C) hasta que el contenido de H2S dentro y fuera

del reactor sean iguales.



- para disminuir la temperatura del reactor a 250 °C para el arranque de la

segunda etapa de hidrogenación.

AVISO IMPORTANTE

El hidrógeno caliente no debe circularse si los catalizadores (LD-145 y

HR-306C) no tienen sulfuro de hidrógeno (podría ser desulfurizado). Si

ocurre una pérdida de H2S, reduzca inmediatamente la temperatura de

entrada del reactor a 180 °C.

• Adsorbente para la purificación de la unidad PSA

Bolas adsorbentes de zeolita (similares a los utilizados para suavizar el

agua) para el sistema de purificación de H2 02A106.


Consultar la Sección 5.2.4 de Prueba Hidrostática, la Sección 5.2.5 de Lavado de

Tuberías y la 5.2.10 de Prueba de Presión de la Planta.




Esta sección no es pertinente a la unidad.


FECHA DE ELABORACION: Pagina 1 de31 FECHADE REVISION: 04/29/00 REV. 0A

5.1 INSPECCION DE SEGURIDAD DE LA UNIDAD

5.1.1 Lista de revisión de seguridad

5.2 PLAN GENERAL DE ARRANQUE



5.4.1 Propósito

5.4.2 Precauciones

5.4.3 Referencias

5.4.4 Supuestos

5.4.5 Pre-Requisitos

5.4.6 Flujo de Bloque General para el Arranque

5.4.7 Procedimientos

5.4.8 Prueba de fugas de la unidad

5.4.9 Purga con nitrógeno de la unidad

5.4.9.1 Procedimientos de purga de los sistemas

5.4.10 Secado de la sección de reacción

5.4.11

5.4.12

5.4.13

5.4.14

5.4.15

5.4.16

5.4.17

5.4.18

Carga de catalizador de los reactores

Carga de los lechos de la unidad P.S.A

Sección de Estabilización

Arranque de la sección de compresión de hidrógeno y P.S.A

Circulación de nafta de arranque.

Sulfurización de los reactores

Sulfurización del reactor de fase líquida en reserva

Introducción de la alimentación

5.5

5.1.1

PRECAUCIONES ESPECIALES DE ARRANQUE

Limpieza con Vapor, Purga y Prueba de Hermeticidad.



5.1 INSPECCION DE SEGURIDAD DE LA UNIDAD (Inspección antes del Arranque)

• Todos los equipos y tuberías han sido inspeccionados, probados

hidrostáticamente y lavados.

• Todas las válvulas de succión, descarga y de flujo mínimo de las

bombas deben estar cerradas, y las válvulas de drenaje aguas abajo

de las válvulas de descarga y aguas arriba de las válvulas de succión

deben estar abiertas.

• Todos los drenajes de la carcasa de las bombas deben estar abiertos.

• Todas las válvulas de control deben ser mantenidas en posición cerrada, las

válvulas de drenaje y de desvío deben estar abiertas.

• Los venteos atmosféricos de los tambores y de la Torre Estabilizadora deben

estar abiertos durante la purga con vapor y cerrados durante la prueba de

hermeticidad. Todos los drenajes en puntos bajos deben estar abiertos

durante la purga con vapor.

• Las válvulas de entrada, salida y de drenaje de todos los intercambiadores,

rehervidores y enfriadores por aire, deben estar abiertas durante la purga con

vapor. Los intercambiadores enfriados con agua deben tener las válvulas de

suministro y de salida de agua de enfriamiento cerradas, el drenaje y el venteo

del lado tubo abiertos.

• Utilizar los dibujos de los diagramas de tubería de instrumentación (P&ID) para

señalar con un lápiz de color las líneas o sistemas que son alineados y

purgados completamente con vapor.

• Todos los equipos rotativos han sido probados de acuerdo a las

instrucciones del fabricante y / o las emitidas por el personal de Ingeniería.

• Todos los sistemas de lubricación de los equipos rotativos han sido

limpiados, realizada la prueba de hermeticidad, calibrados y surtidos con el

Lubricante apropiado, de acuerdo a las Instrucciones del Fabricante o del



Departamento de Ingeniería.

• Deben haberse instalado en la succiones de las bombas y compresores los

filtros con las mallas temporales apropiadas.

• Deben haberse removido o girado todos los discos ciegos de acuerdo al

listado.

• Todos los servicios industriales deben estar disponibles.

• Deben haberse realizado todos los lavados químicos necesarios en la unidad.

• Debe haberse realizado todo el soplado de las líneas de vapor.

• Los ventiladores deben estar provistos de su malla protectora y las bombas y

compresores del protector del acople.

• Verificar que el sentido de giro de los motores de los equipos rotativos sea el

correcto.

• Disponer de una guardia preventiva de bomberos.

• Disponer de personal de mantenimiento.

• Los analizadores deben estar instalados en su posición correspondiente,

verificada su calibración con la muestra patrón y comprobada las señales en

pantalla.

• Las válvulas de seguridad deben estar alineadas y haber sido chequeadas y

calibradas antes de ser instaladas.

• Las válvulas de control deben estar instaladas de acuerdo con la dirección del

flujo y deben haberse realizado los chequeos de lazo (comprobación de

recorrido, campo / pantalla.

• Las placas de orificio deben estar instaladas correctamente con sus tomas

alineadas y se debe haber verificado el diámetro del orificio previo a su

instalación. Los transmisores de flujo deben estar instalados calibrados, y en

los casos donde aplique deben ser llenados los sellos hidraúlicos.

• Las válvulas diseñadas para estar posicionadas abiertas o cerradas deben

estar encadenadas y aseguradas en la posición correcta.

• Todas las líneas que funcionan a elevada temperatura deben estar libres de

obstrucciones para su expansión.

• Los soportes de tubería y los colgaderos de resorte deben estar colocados en



su posición correcta.

• Disponer de escaleras, plataformas móviles y llaves de diferentes tamaños.

• Válvulas motorizadas funcionando correctamente.

• Disponibilidad de suficientes talonarios de permiso de trabajo.

• Todas las líneas de los transmisores de flujo deben estar bloqueadas de las

placas de orificio.

• Todas las válvulas de desvío de las válvulas de seguridad de la planta deben

estar cerradas y la revisión de los discos ciegos completada.

• Todas las mangueras y lanzas de vapor deben estar enrolladas y listas, para

ser usadas.

• Con excepción de los equipos rotativos, todos los sistemas de disparo de

protección de equipos deben ser desviados.

• Todos los equipos contra incendio y sistemas de seguridad de la planta deben

estar en buen estado y listos para operar.

• Todas las conexiones temporales para el soplado con vapor deben estar

instaladas.

• Todos los equipos, andamios y materiales no requeridos en la unidad, deben

ser removidos.

• Todos los canales de drenaje de la unidad deben estar limpios y con sus

parrillas instaladas.

• Disponer de suficientes detectores portátiles de H2S.

• Todo el equipo de seguridad del personal debe estar en óptimas condiciones.

5.1.1 Lista de Revisión de Seguridad

Esta lista de chequeo no incluye todos los aspectos pero cubre un área amplia

de puntos que pueden ser examinados en un arranque.

Procedimientos y Documentación

• Descripción del Proceso.

• Diagramas del Proceso.

• Bases del diseño.



• Procedimientos para el Arranque.

• Procedimientos de Operación Normal.

• Plan de Emergencia Actualizado.

• Los datos a ser tomados deben estar identificados.

• Procedimientos de Muestras.

• Procedimientos de Parada de Emergencias.

• Procedimientos de Seguridad en el Trabajo.

• Procedimientos de Mantenimiento.

• Límite de Desviación de los Procedimientos Operacionales.

• Procedimientos para el Manejo de los Químicos empleados en el

proceso.

• Los riesgos de Incendio deben estar identificados.

• Los riesgos de Reactividad y Toxicidad deben estar identificados.

• Identificación y ubicación de los Productos Químicos .

• Personal de Mantenimiento y Operaciones adiestrado.

• Análisis de riesgos de ejecución de trabajo.

• Las pruebas de Higiene Industrial deben estar identificadas.

• Tarjetas de advertencia, peligro y muestras disponibles.

• Formatos de permisos disponibles.

• Los análisis de riesgo del proceso (HAZOP’S) deben haber sido

terminados e implementados.

• Información sobre los aspectos de seguridad para los Químicos.

Disponer de las Hojas MSDS de los Químicos.

• Procedimientos de Preservación del Medio Ambiente.

Equipos.

• Calidad asegurada del equipo según la fabricación.

• Los equipos de Seguridad, del proceso y en general deben estar

identificados, ubicados y disponibles.

• Los equipos peligrosos deben estar identificados.

• Los recipientes a presión deben estar identificados.



• Los alivios por presión deben estar cuantificados y registrados.

• Los equipos de vidrio presurizados, deben estar protegidos.

• Los equipos y sistemas eléctricos deben estar identificados.

• Los equipos deben estar instalados según las especificaciones.

• Los equipos deben estar enumerados y con la placa de identificación

del fabricante instalada.

• Las tuberías deben estar identificadas.

• Los soportes de tuberías deben estar adecuadamente instalados.

• Los equipos deben estar conectados a tierra.

• El sistema de trazado con vapor debe estar en operación.

• Repuestos disponibles e identificados.

• Los datos de calibración deben ser documentados.

• Archivo de equipos.

Area de Trabajo y Manejo de Material.

• Vías de acceso pavimentadas y demarcadas.

• Area de trabajo adecuada alrededor del equipo.

• Facilidades para el manejo de material.

• Suficiente área de almacenamiento.

• Ventilación adecuada.

• Salidas de emergencia deben estar identificadas.

• Facilidades para la disposición de desechos.

• Iluminación adecuada.

•• LLiimmppiieezzaa aanntteess ddeell aarrrraannqquuee..

•• SSiisstteemmaass ddee ddrreennaajjeess lliimmppiiooss..

• VVeenntteeooss yy ddrreennaajjeess ccoonn ssuuss bbrriiddaass yy ttaappoonneess..

• Elaboración y colocación de instrucciones y avisos.

• Las rutas de evacuación deben estar bien demarcadas e indicadas en

lugares visibles.

Instrumentación y Control.



• Gráficos actualizados.

• Puntos de alarma actualizados.

• Los puntos de ajuste del programa clave deben estar definidos.

• Interruptores de encendido de motores identificados.

• La recopilación de datos debe estar completada.

• Los instrumentos deben estar instalados, calibrados e identificados.

• Placas de orificio instaladas en su posición correcta.

• Los instrumentos críticos deben estar identificados.

• Las pruebas de los instrumentos críticos deben ser identificadas.

• La posición de las válvulas de control debe ser revisada antes de su

instalación.

• Los dispositivos de parada de emergencia deben haberse probado,

identificado y protegidos para evitar su accionamiento involuntario.



5.2 PLAN GENERAL DE ARRANQUE

Este plan se ejecuta para el arranque inicial de la unidad o para un arranque luego deuna parada por mantenimiento o inspección.Este contempla las instrucciones escritas, sobre los pasos a seguir, ladocumentación técnica que ha de ser empleada y el equipo que va ha implementartodas las acciones necesarias para lograr un arranque seguro y exitoso de la unidad.Los pasos ha seguir para el arranque de la unidad de Hidrotratamiento de Nafta sonlos siguientes:

• Verificar que la unidad esté lista para el arranque inicial.

• Inspección de seguridad de la unidad.

• Alinear las válvulas de seguridad al mechurrio, atmósfera, y circuito cerrado.

• Disponer de inventarios de catalizador y químicos.

• Realizar la prueba de hermeticidad con aire en el siguiente orden:


• Filtro de Alimentación (02S101).• Tambor de Alimentación (02V101).

Sección de Reacción

• Sistema de Precalentamiento de la Alimentación al Segundo Reactor (02F101).• Segundo Reactor (02R102).• Sistema de Efluente de los Reactores.• Tambor Separador (02V102).• Sistema de Recirculación de Agua.• Sistema de Agua de Lavado.

Sección de Hidrógeno de Reciclo y Purificación de Hidrógeno



• Tambor de Succión del Compresor de Hidrógeno de Reciclo (02V103).• Compresor de Hidrógeno de Reciclo (02K101C).• Sistema de Hidrógeno de Reciclo.• Tambor de Succión del Compresor de Hidrógeno de Reposición (02V110).• Compresor de Hidrógeno de Reposición (02K101A), Sistema de Enfriamiento

Inter-Etapas.• Sistema de Purificación de Hidrógeno (02A106).• Tambor de Succión del Compresor Elevador (02V111).• Compresor Elevador(02K101B), Sistema de Enfriamiento Inter Etapas.• Sistema de Sulfurización.

Sección de Estabilización.

• Sistema de Alimentación a la Torre Estabilizadora (02C101).• Torre Estabilizadora (02C101).• Sistema de Tope de la Torre Estabilizadora (02C101) y Tambor de Reflujo

(02V105).• Sistema de Reflujo de la Torre Estabilizadora.• Sistema de Nafta Liviana.• Sistema de Nafta Pesada.

• Bloquear el agua de enfriamiento a los enfriadores y parar los ventiladores.

• Purgar el oxígeno de la Sección de Reacción con vacío y Nitrógeno.

• Purgar el oxígeno de los Sistemas de Alimentación y Estabilización con vapor.

• Presionar el Tambor de Alimentación y la Sección de Estabilización con Gas deRefinería.

• Abrir el agua de enfriamiento a los enfriadores y arrancar los ventiladores.

• Presionar los compresores (02K101A/B/C) con Nitrógeno.

• Secado de la Sección de Reacción con Nitrógeno caliente y secado de Refractariodel Calentador de Segunda Etapa (02F101).

• Carga de Catalizador a los Reactores (02R101A/S-02R102).

• Carga de los Lechos PSA.

• Realizar prueba de hermeticidad con Nitrógeno a los Reactores (02R101A/S-02R102) y a los recipientes de PSA.

• Arrancar la Sección de Compresión de Hidrógeno y PSA.


FECHA DE ELABORACION: Pagina 10 de31FECHA DE REVISION: 04/29/00 REV. 0A

• Presionar la sección de reacción con Hidrógeno y realizar prueba de hermeticidada la presión de operación.

• Introducir nafta al Tambor de Alimentación (02V101) y establecer la circulación deNafta: Tambor de Alimentación (02V101), desvío de la Sección de Reacción, TorreEstabilizadora (02C101).

• Circular Hidrógeno a la Sección de Reacción.

• Sulfurización del Reactor (01R101A) y Calentamiento de los Reactores(02R101A/S-02R102).

• Introducir nafta a la Sección de Reacción.

• Ajustar la capacidad de la planta al mínimo de operación normal entre 50 y 60%.

• Estabilizar las condiciones de la unidad.

• Verificar la calidad de los productos por medio de los analizadores en línea yconfirmando con análisis de laboratorio.

• Aumentar la capacidad de la planta al 100%.

• Verificar la calidad de los productos por medio de los analizadores en línea yconfirmando con análisis de laboratorio.




Antes del arranque efectivo de la Unidad Hidrotratadora de Nafta, el personal de

operaciones debe comprobar que la unidad y los equipos auxiliares están listos para

el comisionamiento y la introducción de hidrocarburos en los límites de batería de la

unidad. Todo el personal involucrado en el arranque y la operación de la unidad debe

estar completamente familiarizado con las normas de seguridad de Petrozuata.

Al preparar la introducción de hidrocarburos y el arranque de la unidad, deben

llevarse a cabo las siguientes actividades:

1. Verificar que todo el equipo de seguridad necesario para el uso de hidrocarburos

en la unidad esté en el sitio y en condiciones de operación:

a) Todo el equipo contra incendios está en su sitio.

b) Todos los sistemas de hidrantes son capaces de funcionar.

c) Se dispone del equipo de seguridad misceláneo.

d) El área está razonablemente libre de obstáculos.

e) Los signos de advertencia necesarios han sido colocados.

f) Todos los cintillos de prueba de las válvulas de alivio han sido retirados y las

válvulas están en operación.

g) Se dispone de una iluminación adecuada para las operaciones nocturnas.



2. Todos los ciegos no operacionales han sido retirados, incluyendo aquellos que

deban resistir presiones inferiores a las de las válvulas de alivio.

3. La lista de ciegos de la unidad está actualizada.

4. Todos los instrumentos han sido calibrados, revisados y están listos para

operar.

5. Todas las válvulas, drenajes y conexiones para toma de muestras están

cerrados.

6. Todas las válvulas asociadas a los medidores de nivel y de presión están

abiertas.

Debe practicarse un inventario de los químicos, catalizadores y otros materiales

necesarios y mantenerlo actualizado para garantizar que no ocurrirán demoras

debido a falta de materiales. Antes del arranque debe disponerse de todo el equipo

de laboratorio y de todos los reactivos químicos necesarios.




5.4.1 Propósito

5.4.2 Precauciones

5.4.3 Referencias

5.4.4 Supuestos

5.4.5 Pre-requisitos

a) Realice un chequeo en forma segura en la unidad.

b) Verifique que la limpieza de la unidad ha sido completada.

c) Verifique que todo el personal disponga del equipo de protección personal.

d) Completar el formato de parada de la unidad.

e) Verifique que todos los andamios de la unidad han sido removidos.

f) Verifique que todos los interruptores eléctricos en los tableros hayan sido

bloqueados y etiquetados.

g) Verifique que todas las duchas estén operativas.

h) Verifique que todos los extintores estén operativos y en su lugar.

i) Verifique que todas las herramientas hayan sido removidas del área operacional.

j) Las siguientes válvulas de seguridad deberán estar en posición abierta

aseguradas con precintos plásticos:

Etiqueta Equipo P&IDPresión de Ajuste,

barg Tamaño, pulg

PSV-21001 S101 21-210-12-101 29,5 1,5 x 2,5



PSV-21002 V101 21-210-12-101 3,5 3 x 4

PSV-21003 V109 21-210-12-114 3,5 2 x 3

PSV-21004 P107 21-210-12-114 3,5 0,75 x 1

PSV-21005 R101A 21-210-12-103 60,0 1,5 x 2,5

PSV-21006 R101S 21-210-12-103 60,0 1,5 x 2,5

PSV-21007 E106 21-210-12-102 60,0 1,5 x 2,5

PSV-21008 E106 21-210-12-102 48,3 1 x 2

PSV-21009 P105 21-210-12-107 47,0 0,75 x 1

PSV-21010 P106 21-210-12-107 47,0 0,75 x 1

PSV-21011 E105 21-210-12-108 10,3 0,75 x 1

PSV-21012 V102 21-210-12-109 31,5 4 x 6

PSV-21014 V104 21-210-12-113 3,5 1,5 x 2,5

PSV-21017 C101 21-210-12-117 14,5 2 x 3

PSV-21019 V106 21-210-12-106 8,6 1 x 2

PSV-21020 E109 21-210-12-118 10,3 0,75 x 1

PSV-21022 E108 21-210-12-117 48,3 1 x 2

PSV-21023 E101A / B 21-210-12-102 60,0 1,5 x 2

PSV-21025 E116 21-210-12-122 25,0 2 x 3

PSV-21026 K101B 21-210-12-123 50,0 1 x 2

PSV-21027 K101C 21-210-12-110 50,0 1,5 x 2,5

PSV-21028 V110 21-210-12-121 10,3 3 x 4

PSV-2109 E114 21-210-12-121 10,3 0,75 x 1

PSV-21030 E115 21-210-12-122 10,3 0,75 x 1

PSV-21031 E116 21-210-12-122 10,3 0,75 x 1

PSV-21032 E117 21-210-12-123 10,3 0,75 x 1

PSV-21033 E118 21-210-12-123 10,3 0,75 x 1

PSV-21034 V111 21-210-12-123 25,0 1 x 2

PSV-21035 K101A / B /C 21-210-12-123 1,0 1 x 2

PSV-21036 K101A 21-210-12-121 10,3 3 x 4

PSV-21037 K101B 21-210-12-122 15,5 2 x 3

PSV-21038 K101D 21-210-12-123 37,0 1,5 x 2

PSV-21039 V108 21-210-12-107 3,5 NV x NV

PSV-2140 OE103 21-210-12-108 48,3 1,5 x 2

k) Las siguientes válvulas de desvío de las válvulas de seguridad deberán estar en posición

cerrada y aseguradas con precintos plásticos. Estas serán usadas en condiciones de

emergencias o durante procedimientos de mantenimiento.

Etiqueta Equipo P&ID

PSV-21001 S101 21-210-12-101



PSV-21002 V101 21-210-12-101

PSV-21003 V109 21-210-12-114

PSV-21005 R101A 21-210-12-103

PSV-21006 R101S 21-210-12-103

PSV-21007 E106 21-210-12-102

PSV-21008 E106 21-210-12-102

PSV-21009 P105 21-210-12-107

PSV-21010 P106 21-210-12-107

PSV-21011 E105 21-210-12-108

PSV-21012 V102 21-210-12-109

PSV-21014 V104 21-210-12-113

PSV-21017 C101 21-210-12-117

PSV-21019 V106 21-210-12-106

PSV-21020 E109 21-210-12-118

PSV-21022 E108 21-210-12-117

PSV-21023 E101A / B 21-210-12-102

PSV-21025 E116 21-210-12-122

PSV-21026 K101B 21-210-12-123

PSV-21027 K101C 21-210-12-110

PSV-21028 V110 21-210-12-121

PSV-2109 E114 21-210-12-121

PSV-21030 E115 21-210-12-122

PSV-21031 E116 21-210-12-122

PSV-21032 E117 21-210-12-123

PSV-21033 E118 21-210-12-123

PSV-21034 V111 21-210-12-123

PSV-21035 K101A / B /C 21-210-12-123

PSV-21036 K101A 21-210-12-121

PSV-21037 K101B 21-210-12-122

PSV-21038 K101D 21-210-12-123

PSV-21039 V108 21-210-12-107

PSV-2140 OE103 21-210-12-108

l) Asegurar que todas las válvulas en el límite de baterías, drenajes y ventees

están cerrados.

m) Colocar en nodo manual y cerradas todas las válvulas de control.

5.4.6 Flujo de bloque General para el Arranque

5.4.7 Procedimientos

Los siguientes procedimientos serán usados para el arranque inicial de la unidad. El



orden del listado de estos pasos no es absoluto, excepto algunos que obviamente

deben ser completados antes del próximo, sin embargo están listado en forma lógica

para un arranque sencillo. Cada paso está referido al arranque inicial y mostrado en el

Apéndice B.3.

5.4.8 Prueba de fugas de la unidad

a) Antes de retirar los ciegos de los límites de batería, realice una prueba

neumática de fugas de la unidad completa utilizando conexiones temporales de

mangueras y aire industrial ó nitrógeno de la unidad; la presión de prueba será

aproximadamente 3.35 bar (50 Psi). La presión usada no es crítica.

b) Información y referencia adicional de la prueba de fugas puede ser encontrada

en la Sección 4.10.

c) Por conveniencia, la unidad debe dividirse en secciones para la realización de la

prueba: Reacción, Purificación / Compresión de Hidrógeno, Estabilización.

d) Cada sección aislada deberá tener toda la instrumentación excepto los

manómetros locales de presión que serán removidos ó bloqueados. Las

válvulas de alivio deberán ser removidas ó bloqueadas. Ventees y drenajes

deberán ser cerrados y ajustados. Todos las bridas serán selladas. Todas las

válvulas de la sección alineadas abiertas, pero la válvula de cierre ajustada.

e) Presurice el sistema y las conexiones a la presión de prueba.

f) Todas las bridas deben cubrirse con cinta adhesiva y entre las caras de cada

brida, debe hacerse un agujero pequeño.

g) Una solución agua jabonosa será aplicada en los agujeros. Algún escape de gas

producirá burbujas, indicando fugas.

h) Monitoree el sistema a medida que la presión es aplicada. Fugas pueden ser

localizadas y corregidas. Mire la Sección 4.10 para los lineamientos de

reparación.

i) La prueba se considerará como satisfactoria después que todas las fugas hayan

sido localizadas y reparadas y que las caídas de presión se mantengan por

debajo de 0,5 bar durante 4 horas (medidas con manómetro o con registro de

presión).

g) En caso de utilizar aire para la prueba de fugas, la unidad debe purgarse

posteriormente con nitrógeno hasta que el contenido de oxígeno no sea mayor



de 0,2 % en volumen.

h) Al concluir la prueba de fugas, los sistemas deben despresurizarse en los

puntos de drenaje bajos a fin de desalojar del sistema cualquier agua remanente

presente.

i) Durante el arranque, debe utilizarse hidrógeno y aumentar la presión del sistema

hasta la de diseño para comprobar nuevamente la hermeticidad de los reactores

de la Primera y Segunda Etapa de la sección de reacción.

5.4.9 Purga con nitrógeno de la unidad

Una purga de la unidad es requerida antes de que alguna mezcla de hidrocarburo es

admitida al sistema. La purga es requerida para desplazar el contenido de oxígeno en

el sistema, a un nivel bajo en el rango de explosividad antes de que algún material

inflamables es admitido.

Para varias secciones de la unidad requiere condiciones de aire libre, líneas de

suministro de nitrógeno están localizadas en acumuladores y sistemas de la unidad.

La necesidad de nitrógeno durante el arranque inicial de la unidad asegurará que

estos sistemas estén integrados. En una situación no deseada que el nitrógeno no

esté disponible para la purga, un requerimiento particular es necesario asegurar

utilizando conexiones temporales para el suministro de nitrógeno.

La purga de nitrógeno será requerida durante un re-arranque de varias secciones de

la unidad después de mantenimiento ó exposiciones al aire.

5.4.9.1 Procedimientos de purga de los sistemas

Nota: La presión del cabezal de nitrógeno está ajustada a 6.9 barg y a una

temperatura de operación de 38ºC. El sistema de generación de nitrógeno deberá

controlar los límites de temperatura por debajo de la temperatura de diseño de 66ºC.

Algunas válvulas de seguridad pueden ser ajustadas a bajas presiones. Si este es el

caso, esas válvulas de seguridad se mantendrán cerradas hasta después que la

purga es completada. Mire la lista de ajuste de las válvulas de Seguridad en la

Sección 3.1 .



1) Verifique que todas la válvulas normalmente cerradas (NC) estén cerradas y

todas las normalmente abiertas estén abiertas (NO). Refiérase a la Sección 3.5.3

y Sección 8.5

2) Cierre todas las válvulas de ventees y drenajes como los puntos de purga de

arranque.

3) Usando una conexión temporal, conecte la línea de suministro de nitrógeno de

Servicios a la línea de entrada de Nafta de arranque en el límite de baterías.

4) Verifique ó abra las válvulas de control y desvíos por toda la unidad para crear el

alineamiento para el nitrógeno. Mantenga registro de las válvulas y diviso abiertos

para el procedimiento de purgado. Ellas deberán ser regresadas a su normal

posición después de completada la purga.

5.4.10 Secado de la sección de reacción

a) Utilizando el Compresor de Reciclo 02K101C, aísle la sección de reacción del

estabilizador de manera que el nitrógeno pueda circularse a través del

Calentador de Alimentación de la Segunda Etapa 02F101 y el circuito del reactor.

b) Comience a circular nitrógeno y, de acuerdo a las instrucciones específicas de

secado del calentador proporcionadas por el proveedor, seque el circuito de

calentador y reactor desplazando hacia el separador cualquier agua remanente

que pueda haber quedado en el circuito.

c) Al concluir el secado, detenga la circulación de nitrógeno caliente y permita que

el reactor se enfríe antes de comenzar la carga con catalizador.

5.4.11 Carga de los Reactores con Catalizador

a) Asegúrese de que los reactores están debidamente aislados de manera que se

pueda entrar a los recipientes y comenzar las operaciones de carga.

b) Cargue los lechos del reactor de acuerdo a los procedimientos específicos del

licenciante que aparecen en la Sección 4.

c) Al terminar, cierre los accesos establecidos y comience la preparación de la

prueba de fugas de los reactores.



5.4.12 Carga de los lechos de la unidad PSA

a) Utilizando gránulos de adsorción y de acuerdo a las instrucciones del proveedor,

cargue los 5 lechos de adsorción de la unidad PSA.

b) La carga de los recipientes de la unidad PSA puede realizarse al concluir la

prueba inicial de fugas y comprobar que toda la instrumentación ha sido

debidamente instalada y probada.

c) Asegúrese de que no existe agua remanente en el sistema y cargue los

recipientes de acuerdo a las instrucciones del licenciante.

d) Al concluir la carga, compruebe de nuevo la hermeticidad de todas las bridas.

Utilizando nitrógeno, aplique de nuevo presión a los reactores y compruebe que

no haya fugas en el sistema.

e) La prueba se considera satisfactoria si la pérdida de presión se mantiene por

debajo de 0,5 bar durante 4 horas.

5.4.13 Sección del Estabilizador

a) Durante la prueba de fugas y la carga de catalizador de la sección del reactor,

debe realizarse también la prueba de fugas de la sección del estabilizador y

eliminarse el aire de la misma antes de comenzar la circulación de arranque.

b) Al eliminar el aire (contenido de O2 < 0,2 % en volumen), introduzca gas

combustible en el tope del estabilizador para mantener una presión positiva en la

sección, dejándola lista para la circulación de nafta.

5.4.14 Arranque de la Sección de Compresión de Hidrógeno y de la unidad PSA

a) El patín de la unidad PSA y la sección de compresión de hidrógeno deben ser

puestos en funcionamiento conjuntamente con las secciones del estabilizador y

el reactor; al mismo tiempo, debe verificarse la operación del cronómetro e

iniciarse la producción de hidrógeno de alta pureza.

b) Coloque el cronómetro de control de la unidad PSA en posición de PRUEBA y

ajuste la operación del ciclo con nitrógeno durante 2 días.

c) Cuando la unidad PSA esté lista para recibir hidrógeno gaseoso rico, comience

a aumentar la presión de los lechos con gas de alimentación de la 3a. etapa del

compresor, hágalo circular desde la unidad al tambor de compensación de gas y



envíelo al mechurrio.

d) Manualmente, programe los cronómetros para un ajuste aproximado con base

en el número normal (de diseño) de lechos que vayan a estar en operación.

e) Programe los cronómetros para un ajuste exacto con base en el número normal

(de diseño) de lechos que vayan a estar en operación.

f) A continuación, coloque en automático el ciclo de los cronómetros para un

ajuste fino de operación en 3 lechos.

g) Coloque de nuevo los cronómetros en operación automática con el número real

de lechos en servicio.

h) Cuando el análisis indique que el hidrógeno está dentro de especificación, el

hidrógeno fresco producido puede ser enviado a la etapa de compensación de

hidrógeno del compresor.

5.4.15 Circulación de la Nafta de Arranque

a) Una vez que el gas inerte se haya circulado y la unidad esté inertizada con el

mismo, la nafta de arranque puede transferirse de almacenamiento al Tambor

de Compensación de la Alimentación 02V101. Utilizando las bombas de

alimentación 02P101A/S, comience lentamente a establecer flujo de nafta a

través de la línea de arranque que llega al Estabilizador 02C101, hasta alcanzar

un 60 % de nivel máximo.

b) Establezca un nivel en el Estabilizador 02C101 y comience a regresar el flujo de

recirculación al Tambor de Compensación de la Alimentación 02V101, utilizando

la línea de circulación de arranque para completar el circuito. El circuito de

retorno lo constituye la línea de nafta pesada que va a almacenamiento; sin

embargo, la válvula de flujo FV-21030 que va a almacenamiento está bloqueada

y la línea de arranque de 3”-P-21174-1C03-H que llega al Tambor de

Compensación 02V101. Inyecte gas combustible en el tope del Tambor de

Compensación para mantener la sección a una presión positiva.

c) A medida que lo necesite, vaya colocando en servicio todos los enfriadores con

aire y los intercambiadores enfriados con agua.

d) Compruebe que la instrumentación y los controles estén en servicio y que se



haya establecido suficiente nivel en el Estabilizador.

e) Coloque en servicio el Rehervidor del Estabilizador 02E108 y comience a

calentar la Columna del Estabilizador 02C101. Continúe calentando y arranque

el lazo de circulación que pasa por el estabilizador y regresa al tambor de

compensación de la alimentación, descrito en b).

f) Mantenga la circulación y la temperatura hasta estar listo para comenzar la

alimentación de nafta fresca a la sección de reacción.

5.4.16 Sulfurización de los Reactores

a) Antes de introducir la alimentación a los reactores, el catalizador debe

sulfurizarse para reducir la alta actividad de desintegración que se genera

cuando el catalizador es nuevo.

b) Aumente gradualmente la presión de la sección de reacción hasta 24,8 barg,

utilizando hidrógeno de reposición.

c) Revise la hermeticidad del sistema; la máxima pérdida de presión permisible es

de 0,5 barg durante 4 horas.

d) Comience el flujo de hidrógeno a través de las líneas de sulfurización de manera

que un 15-20 % del total fluya al reactor de la primera etapa a través del

calentador de arranque y el resto, a los segundos reactores. (El reactor de

reserva de la primera etapa será sulfurizado posteriormente).

d) Arranque el Compresor de Reciclo 02K101C y opérelo al máximo mientras

comisiona la línea de H2 para la sulfurización del reactor de la primera etapa

mediante la línea de sulfurización de 2”-H-21020-6K05-HC y la de 2”-21022-6K05

de manera que un 15-20 % de todo el H2 fluya al primer reactor a través del

Intercambiador 02E101A/B y el Calentador de Arranque 02E106 y el resto, al

segundo reactor.

e) Con esta alineación de flujo, el hidrógeno fluirá a través de uno de los reactores

de fase líquida mientras el reactor de reserva permanece bloqueado.

f) Mediante el Calentador de Arranque 02E106, inicie el flujo de nafta de arranque

(nafta inerte) a la sección de reacción y auméntelo hasta un 50% de las tasas

normales de alimentación.

g) A medida que el nivel en el Separador 02V102 aumenta, coloque el separador



sobre el control de nivel LIC-21006 y dirija el líquido al Estabilizador 02C101.

h) Comience a calentar la alimentación de arranque, introduciendo vapor al

calentador de arranque y colocando el calentador de alimentación del reactor en

operación. Aumente la temperatura de entrada al reactor a 170ºC, a una rata de

30ºC/hora.

Nota: De manera de proteger los reactores y la líneas asociadas hechas de

Cr/Mo, Operaciones debe prever operar la sección a máxima presión a

temperatura ambiente cuando esté lista para admitir carga fresca.

i) El fondo del Estabilizador debe ser regresado al Tambor de Compensación de la

Alimentación 02V101 ó enviado a almacenaje.

j) La circulación de nafta y el H2 serán calentados en el intercambiador 02E101 con

los efluentes de 02R101 y por el vapor de AP en el Calentador de Arranque

02E106 para la sulfurización en el reactor 02R101A y por el calentador para

sulfurización. Suministre vapor a 02E106, encienda el Calentador de la

Alimentación del Segundo Reactor 02F101 y aumente la temperatura de entrada

al Reactor 02R101 a 170ºC, a una rata de 30ºC/ hora.

k) Comience la inyección de DMDS a las líneas de entrada a los reactores. Fije las

tasas de flujo de inyección en 107 kg/h para el Reactor 02R101A y en 714 kg./h

para el Reactor 02R102; debe notarse un aumento moderado de la temperatura

en los reactores.

l) Aumente la temperatura de entrada de ambos reactores a 220ºC.

m) Después de mantener esta temperatura durante 3 horas, revise cada hora el

contenido de H2S en el gas de reciclo; normalmente, el H2S aparecerá después

de 3-5 horas.

n) Cuando el H2S aparezca (H2S > 0,3 % en volumen), continúe la inyección de

DMDS y aumente la temperatura de entrada a los reactores hasta el máximo

posible en 02R101A (+/- 230ºC) y hasta 320ºC en 02R102, a una rata de

30ºC/h.

o) Durante la sulfurización:

• El ∆T del reactor no debe exceder los 30ºC (si llega a ser mayor, disminuya

la tasa de inyección de DMDS).

• Mantenga el contenido de H2S en el gas de reciclo entre 1,0 y 2,0 % en



volumen, ajustando la tasa de inyección de DMDS.

• Las reacciones de sulfurización producen agua. La cantidad de agua

recuperada en el Separador 02V102 confirma el progreso de la sulfurización.

Drene el separador cuantas veces sea necesario (tenga cuidado puesto que

el agua está saturada con H2S).

• La descomposición de DMDS además de H2S produce metano que se

acumula en el gas de reciclo; para mantener la pureza del hidrógeno en el

gas de reciclo por encima del 50 % en volumen pudiese ser necesario

purgar la sección de reacción y reponer el H2S.

• Detenga la inyección de DMDS cuando se hayan inyectado 1.530 kg en el

reactor 02R101 y 12.400 kg en el 02R102. Sin embargo, efectúe inyecciones

intermitentes si el contenido de H2S en el gas de reciclo cae por debajo de

0,5 % en volumen.

p) Mantenga la temperatura del segundo reactor en 320ºC por un mínimo de 4

horas con el TIC-21056. Luego compruebe que el contenido de H2S a la entrada

y a la salida del reactor es igual, tomando muestras aguas arriba y aguas abajo

del reactor.

q) Compruebe que la inyección de DMDS produce un aumento inmediato de H2S

en el gas de reciclo.

r) Aumente la temperatura de entrada al segundo reactor a 340°C y espere 2 horas

mas para garantizar una sulfurización completa de los óxidos metálicos.

s) Después de completar las etapas mencionadas, se considera que se ha logrado

una sulfurización completa de los catalizadores en los reactores. Disminuya la

temperatura de entrada al reactor 1 a 170ºC y a 250ºC, la del reactor 2.

Mantenga el compresor de reciclo operando a máxima capacidad.

NOTA: Si el arranque se demora, el reactor debe enfriarse:

- Primero, a 150ºC a una tasa de 30ºC/h.

- A 150ºC, pare el calentador de alimentación del reactor y el calentador

de arranque.

- Si la demora se prolonga, la sección de reacción podría ser

despresurizada.

5.4.16 Sulfurización del Reactor de Fase Líquida de Reserva



La sulfurización del reactor de fase líquida de reserva puede llevarse a cabo mientras

la unidad está en operación. Esto puede lograrse tomando una corriente secundaria

del gas de reciclo en circulación que sale del Compresor de Reciclo 02K101C y una

corriente secundaria de nafta hidrotratada proveniente de las bombas de diluente

02P103A/S. La tasa de gas debe ser de un 15% del flujo total del compresor de

reciclo y la tasa líquida debe estar alrededor del 10-20% de la tasa de alimentación

fresca. Puesto que el gas de reciclo generalmente contiene H2S, probablemente no

se necesite inyección adicional de DMDS.

1) Si el contenido de H2S del gas de reciclo cae por debajo del 1 % en volumen, la

inyección de DMDS a la entrada del Calentador de Arranque 02E106 debe

realizarse para mantener el contenido entre 1.0 y 2.0 % en volumen.

2) El gas y el líquido sulfurizantes fluirán a través del Calentador de Arranque

02E106 hacia el reactor de reserva que está aislado del reactor en operación

mediante “codos removibles” a la entrada del calentador de arranque y a la

entrada y salida del reactor que va a sulfurizarse cuyos efluentes se alinean

mediante una línea de 8”-P-50159 (normalmente sin flujo) para mezclarse con los

del segundo reactor, aguas arriba del Precalentador de Diluente 02E103.

Nota: Una vez terminada la operación de presulfurización, el reactor sulfurizado

debe ser enfriado y despresionado antes de antes de remover el codo. Luego

mediante la operación apropiada se puede cambiar al otro reactor.

3) Arranque el flujo desde la Bomba de Diluente y Enfriador 02P103 y diríjalo al

reactor de fase líquida de reserva a través de la línea de sulfurización de 4”-

P-21050 y del calentador de arranque, regresándolo a través de la línea de 8”-P-

21059 a la línea de 12”-P-21028 para mezclarlo con los efluentes del reactor a la

entrada del Precalentador de Diluente 02E103. Arranque el flujo de vapor de AP al

calentador de arranque e incremente la temperatura del reactor a 170ºC, a una

rata de 30ºC/h.

4) Arranque el flujo de gas de reciclo a través de la línea de 2”-H-21020 y diríjalo al

reactor de fase líquida de reserva a través del Calentador de Arranque 02E106.

Determine la cantidad de H2S en el gas de reciclo; si está por debajo del 1 % en

volumen, comience la inyección de DMDS en el punto de inyección en la línea de

8”-P-21011 a aproximadamente 100 kg./h. Debe producirse un aumento



moderado de temperatura en el reactor; si el aumento excede los 30ºC,

disminuya la tasa de inyección de DMDS.

• Aumente la temperatura del reactor a 220ºC. Continúe circulando bajo estas

condiciones durante unas 3 - 4 horas.

• Aumente la temperatura a la entrada del reactor al máximo valor posible, unos

230°C. Mantenga estas condiciones por unas 10 horas para garantizar una

sulfurización completa del reactor.

Se espera que este procedimiento (sulfurización del reactor de reserva) no perturbe

la operación de la unidad; pero, de ser necesario, la tasa de alimentación puede

disminuirse hasta 85 - 90% de la de diseño para disponer de suficiente gas y líquido

hidrotratado para sulfurizar el reactor de reserva. Puesto que la descomposición de

DMDS produce metano, pudiese ser necesario purgar un pequeño volumen del gas

de reciclo en la sección de reacción durante la sulfurización para mantener la pureza

del gas de reciclo.

Después de la sulfurización, debería detenerse el flujo de vapor al calentador de

arranque y continuar la circulación de gas y líquido a través del reactor de reserva

para llevar su temperatura a una cercana a la del ambiente. El reactor debe,

entonces, purgarse con nitrógeno, acolcharse y mantenerse aislado del reactor en

operación hasta que se le necesite.

Durante el arranque inicial, ambos reactores de fase líquida están llenos con

catalizador fresco; el reactor de reserva puede sulfurizarse en cuanto sea posible

después del arranque inicial de manera que esté listo para operar cuando se

necesite.

Se espera que el procedimiento de sulfurización del reactor en reserva, listado arriba,

no afectará la operación de la unidad. Pero si es necesario la tasa de alimentación de

la unidad podrá ser ajustada a 85-90% del diseño para disponer de suficiente

hidrógeno y nafta hidrotratada disponible para la sulfurización del reactor. Como la

descomposición del DMDS produce metano, una pequeña cantidad del gas de

reciclo puede necesitar ser purgada de la sección de reacción durante la

sulfurización, para mantener la pureza del gas de reciclo.

5.4.18 Introducción de la Alimentación



a) Establezca flujo de nafta inerte desde el almacenamiento hasta el Reactor de

Fase Líquida 2R101A/S a través de las Bombas de Alimentación del Tambor de

Compensación 02P101A/S.

b) Con el controlador de flujo FIC-21003, limite el flujo a 60 % de la tasa de flujo

normal.

c) Mantenga la temperatura a la entrada del Reactor 02R101A/S en 170 °C y la del

Reactor 02R102, en 250°C.

d) Mientras el Compresor de Reciclo 02K101C esté en operación, observe si

ocurre algún cambio de presión en el Separador 02V102; estabilice la presión en

24,8 barg. El aumento de la presión tiende a reducir el consumo de H2.

e) A medida que el nivel en el recipiente aumente hasta 50% aproximadamente,

coloque toda la instrumentación en servicio, incluyendo FIC-21016, todos los

enclavamientos, el Sistema de Control Distribuido DCS y toda la

instrumentación de campo.

f) Coloque el LIC-21006 en servicio para controlar la alimentación del Separador a

la Estabilizadora 02C101, utilizando la válvula FV-21016.

g) Coloque en servicio el controlador de la Estabilizadora, LIC-21819; envíe a

almacenamiento el producto de fondo de la Estabilizadora a través del Enfriador

de Aire 02EA112.

h) Arranque la Bomba de Inyección de antioxidante 02P107 e inyecté a la línea de

succión de las Bombas de Alimentación del Reactor de Fase Líquida

02P101A/S.

i) Comisione la inyección de diluente desde el Precalentador de Diluente 02E103,

en base al contenido de olefina, a la línea de alimentación del segundo reactor,

utilizando el controlador FFIC-21023.

j) Arranque el flujo de nafta del coquificador al tambor de compensación; a medida

que su proporción aumenta en la alimentación al reactor, monitoree atentamente

la temperatura del reactor.

NOTA: En la Sección 5.4.8 se estableció la circulación inicial de nafta desde

almacenamiento hasta el Tambor de Compensación 02V101, a través del

Estabilizador 02C101.

i) Coloque en servicio la Bomba de Enfriador 02P103A/S y dirija el diluente caliente a



los reactores; ajuste los perfiles de temperatura de los reactores, de acuerdo a las

instrucciones del licenciatario.

j) Ajuste las condiciones de operación y la alineación de la tubería del estabilizador,

dirigiendo la producción a almacenamiento después de confirmar que el RVP de

las corrientes de nafta es aceptable.

k) Asegúrese de que las líneas de arranque están cerradas y aisladas debidamente.

l) Continúe aumentando las tasas de alimentación y estabilice los parámetros de

operación de la unidad a los niveles y tasas de alimentación requeridos.

El arranque de la unidad ha terminado y la misma está lista para continuar

las operaciones normales.

5.5 PRECAUCIONES ESPECIALES DE ARRANQUE

El arranque inicial de una planta y las primeras semanas de operación son períodoscríticos que requieren de un seguimiento continuo de las diferentes variablesoperacionales y de mantenimiento.

Durante este período es cuando ocurren mayores daños a los equipos debido aerrores operacionales resultantes de la falta de experiencia con la nueva planta.

A continuación se enumeran precauciones que se deben tener para reducir al mínimolos problemas que se pueden presentar durante el arranque de una nueva unidad:

• Notificar a todo el personal involucrado, sobre el plan de preparativos dearranque, inicial y arranque normal de la planta.

•• EEss eesseenncciiaall qquuee eell ooppeerraaddoorr tteennggaa ccoonnoocciimmiieennttooss ddee llaass pprrooppiieeddaaddeess ffííssiiccaass yyqquuíímmiiccaass ddee ttooddaass llaass ccoorrrriieenntteess qquuee ssee mmaanneejjaann eenn uunnaa ppllaannttaa ppaarraa qquuee llaa



ppuueeddaa ooppeerraarr ddee uunnaa ffoorrmmaa sseegguurraa..

• El personal técnico debe estar familiarizado con la presión de vapor atemperatura ambiente (atmosférica) y con el punto de ebullición a presiónatmosférica de los hidrocarburos.

• Se deben conocer las propiedades tóxicas y peligrosas de los compuestospara dar instrucciones de operación seguras así como también lasregulaciones existentes en cuanto al uso de ropa protectora.

• Los operadores deben recordar que pueden sufrir quemaduras en frío comoresultado de entrar en contacto con GLP líquido.

• Todo el personal involucrado en el arranque y operación normal de la unidaddebe utilizar el detector portátil de H2S.

• Las revisiones y estadísticas, requeridas durante el arranque pueden pareceruna carga de trabajo adicional, la cual no es necesaria si se tiene experienciaen la operación de unidades similares, pero el hecho de no hacerescrupulosamente estas revisiones pueden traer como consecuencia grandesproblemas operacionales.

• Todos los equipos deben estar bien lubricados y claramente identificados en elcampo, particularmente los equipos de emergencia tales como: válvulas devapor de purga, puntos de nitrógeno, etc.

• Todas las personas involucradas en el arranque deben conocer los dispositivosde alarmas que hay en la unidad y el sitio donde están ubicadas en la sala decontrol y campo.

• Las líneas de succión de las bombas deben ser revisadas por presencia deagua antes de ponerlas en servicio. Durante el arranque de emergencia debombas de reserva, es importante no olvidar la anterior instrucción.

• Los dispositivos de protección de los equipos deben ser probados antes delarranque de la unidad y una vez que ésta entre en operación se hará deacuerdo a un programa establecido.

• Los dispositivos de seguridad son para proteger el equipo y nunca deben serdesviados o desactivados. Desviar estos dispositivos ocasionan daños a losmismos.

• La revisión y seguimiento de condiciones de todo el equipo rotativo es esencialdurante el período de arranque y operación normal.

• Al finalizar cada trabajo, remover todas las mangueras y cualquier otro equipoutilizado para venteo y purga durante el arranque, reinstalando bridas /



tapones.

• Mientras se realice la sulfurización de los reactores el operador debe usar elequipo de Aire con manguera o autocontenido y el área debe ser acordonada.

• Los cilindros de Dimetil Sulfuro (CH3-S-CH3) deben ser colocados en posiciónvertical y en un lugar seguro donde no represente un riesgo de incidente y / oaccidente. El área debe ser acordonada y señalada con avisos de peligro.Una vez concluida con la sulfurización deben ser retirados inmediatamente delárea.

• Se debe asegurar que todas las actividades realizadas en la unidad seanregistradas claramente en el libro de Supervisores de la Guardia. Estoproporciona toda la información a los siguientes guardias y evita emisiones orepetición del trabajo.

5.5.1 Limpieza con Vapor, Purga y Prueba de Hermeticidad.

En un arranque, los riesgos de incendios o explosiones son mayores que durante laoperación normal. En el manual de operaciones encontrará los procedimientos dearranque detallados paso a paso.

Los siguientes principios deben ser observados en conjunto con las instruccionesdetalladas:

• Realizar la prueba de hermeticidad a todo equipo y líneas nuevas antes delarranque. Para esta actividad normalmente se utiliza Vapor o Aire. Tambiénse puede utilizar Nitrógeno pero es más costoso y está sujeto a ladisponibilidad.

• Revisar que los discos ciegos estén instalados para evitar entradas de aire encualquier equipo durante la purga o prueba de hermeticidad.

• Cuando se realice la prueba de hermeticidad y se detecten fugas,despresionar el sistema y corregirlas, luego presionar nuevamente pararevisarlas.

• Todos los equipos y líneas deben estar libres de aire antes de la admisión degas o líquidos que podrían formar Mezclas Explosivas. Al poner en servicio losintercambiadores de tubo y carcasa, se debe realizar una prueba dehermeticidad y se debe remover el aire de ambos lados antes de la entrada dehidrocarburos.

• Observar las precauciones para la limpieza o soplado de equipos y líneas convapor que se dan a continuación:

PRECAUCIÓNCUANDO EL VAPOR ES UTILIZADO PARA PURGAR EQUIPOS O UN



SISTEMA, DICHO EQUIPO O SISTEMA DEBE MANTENERSEPRESURIZADO POR ENCIMA DE LA PRESIÓN ATMOSFÉRICA(PRESIÓN POSITIVA). DE OCURRIR CONDICIONES DE PRESIÓN SUBATMOSFÉRICA (PRESIÓN POR DEBAJO DE LA ATMOSFÉRICA),PODRIAN PRODUCIRSE DAÑOS SEVEROS CAUSADOS POR ELCOLAPSO DE LAS PAREDES DE LOS EQUIPOS Y / O SISTEMA.

Cuando se use vapor en una unidad para hacer purga, se debe drenarcontinuamente el condensado.

• CCUUAANNDDOO SSEE UUTTIILLIIZZAA VVAAPPOORR EENN RREECCIIPPIIEENNTTEESS YY LLÍÍNNEEAASS,, SSEE DDEEBBEEAASSEEGGUURRAARR QQUUEE LLAA PPRREESSIIÓÓNN DDEE DDIISSEEÑÑOO DDEE CCUUAALLQQUUIIEERR PPIIEEZZAA DDEELLEEQQUUIIPPOO NNOO SSEEAA EEXXCCEEDDIIDDAA.. EESSTTOO TTAAMMBBIIEENN SSEE AAPPLLIICCAA AA LLAASS VVÁÁLLVVUULLAASSDDEE SSEEGGUURRIIDDAADD CCOONN LLAA FFIINNAALLIIDDAADD DDEE QQUUEE NNOO SSEE AACCTTIIVVEENN MMIIEENNTTRRAASSSSEE PPRRAACCTTIICCAA LLAA PPUURRGGAA OO LLAA PPRRUUEEBBAA DDEE HHEERRMMEETTIICCIIDDAADD AA LLAA UUNNIIDDAADD.

• CCUUAANNDDOO EELL VVAAPPOORR CCIIRRCCUULLEE AA TTRRAAVVEESS DDEE EENNFFRRIIAADDOORREESS EEIINNTTEERRCCAAMMBBIIAADDOORREESS ((SSIINN FFLLUUJJOO EENN EELL OOTTRROO LLAADDOO)),, SSEE DDEEBBEEVVEENNTTEEAARR AA LLAA AATTMMÓÓSSFFEERRAA PPAARRAA EEVVIITTAARR SSOOBBRREEPPRREESSIIÓÓNN OOEEXXPPAANNSSIIÓÓNN TTÉÉRRMMIICCAA.

• Realizar la prueba de hermeticidad en líneas y equipos antes de introducirhidrocarburo a la planta es importante, ya que la mayoría de las unidadesoperan a temperaturas y / o niveles de presión relativamente altos. Si no sehace una prueba completa de fugas en todas las secciones de la unidad, estopodría dar como resultado accidentes e incendio en la unidad.

• Al probar herméticamente un equipo las válvulas de seguridad deben estaraisladas con disco ciego o la válvula de bloque cerrada. Disponer desuficientes mangueras o líneas temporales para ser usadas durante elsoplado, sin embargo deben ser clasificadas de acuerdo al servicio queprestaran.

• AANNTTEESS DDEE IINNIICCIIAARR EELL CCAALLEENNTTAAMMIIEENNTTOO DDEE LLAASS LLÍÍNNEEAASS DDEE VVAAPPOORR,,AASSEEGGUURRAARRSSEE QQUUEE LLOOSS DDRREENNAAJJEESS EESSTTEENN AABBIIEERRTTOOSS,, PPAARRAA EEVVIITTAARRDDEESSPPLLAAZZAAMMIIEENNTTOO YY DDEEFFOORRMMAACCIIÓÓNN DDEE LLAA LLÍÍNNEEAA;; EELL CCAALLEENNTTAAMMIIEENNTTOOTTEENNDDRRAA QQUUEE HHAACCEERRSSEE MMUUYY LLEENNTTAAMMEENNTTEE.

• Antes de abrir el agua de enfriamiento a la unidad, los venteos a la salida delos enfriadores deben estar abiertos; asimismo y para evitar perturbaciones enel resto de las unidades, se tiene que realizar la alineación en el límite debatería muy lentamente.

• Asegurarse que todos los drenajes, venteos, bridas ciegas y terminal de líneasles sean colocados los tapones.



6.1 DISCUSION DEL CONTROL DE LA UNIDAD.


6.1.2 Control de Presión.

6.1.3 Control de Nivel.

6.1.4 Control de Flujo.

6.1.5 Control de Temperatura.

6.2 PLANOS DE FLUJOS / NARRATIVAS DE CONTROL.

6.2.1 Sumarios de arranque de la Unidad.

6.3 OPERACIONES DE RUTINA.

6.3.1 Operación normal.

6.3.2 Condición de operación deseadas.

6.3.3 Rutina de reemplazo del catalizador.

6.3.4 Retrolavado del sistema de inyección de DMDS.

6.4 PRECAUCIONES ESPECIALES.

6.4.1 Hidrógeno caliente.

6.4.2 Remoción para mantenimiento de la válvula PSV-21023.

6.4.3 Cambio del reactor.



6.1 DISCUSION DEL CONTROL DE LA UNIDAD


• Las variables de proceso sobre las cuales puede actuar el operador

están programadas para garantizar una operación fluida y segura de la

unidad y para satisfacer las especificaciones del producto.

• Los parámetros de operación de la unidad se ajustan o se cambian para

lograr la hidrogenación de diolefinas y aromáticos alquénicos.

• Las condiciones de operación deben minimizar, tanto como sea posible,

la reacción de polimerización catalítica y térmica de las diolefinas.

• El propósito de la hidrogenación de la primera etapa es el de hidrogenar

diolefinas y aromáticos alquénicos. La eficiencia de estas reacciones es

monitoreada a través del valor dieno (DV) de los efluentes del reactor.

• La especificación requerida es DV < 0,1.

• Los parámetros de operación utilizados para obtener dicha

especificación son:

- Tasa de flujo de reemplazo de la hidrogenación a la primera etapa

- Temperatura a la entrada del reactor

- Velocidad espacial.

6.1.2 Control de presión.

La presión contenida en la porción de entrada de alimentación de nafta de la

unidad es mantenida con el PIC21003 con el cual se mantiene presionado el

tambor de amortización de carga desde el almacenamiento de nafta. Luego

están nueve controladores adicionales para el control de presión de varias

secciones y equipos, incluidos el compresor de gas de reciclo, la

estabilizadora y el PSA.



6.1.3 Control de nivel.

El arreglo de los controladores de nivel es crítico para la operación de la

unidad. Una breve descripción de los controladores de nivel están listados

aquí:

• LIC 21001 Controla nivel en la entrada del tambor de amortización de

alimentación, como en la corriente de alimentación de nafta combinada

entrando en la unidad. Esto previene una fluctuación de la nafta que pudiese

provocar inundación en toda las operaciones.

• LIC 21006 Controla el nivel en el tambor separador; Este separador

envía agua agria a la unidad Despojadora de Aguas Agrias para su

procesamiento, diluente el cual es bombeado a la sección de reacción y

vapores los cuales son enviados al Compresor de gas de reciclo.

• LIC 21008 Control de nivel en el tanque de agua lavadora, el cual actúa

como un tambor de fluctuación para el agua de enfriamiento que es usada en

varios intercambiadores en el proceso.

• LIC 21019 Controla el nivel de líquido del fondo de la columna

estabilizadora. La nafta líquida es circulada atraves del rehervidor para

proveer el calor de la destilación en la columna.

6.1.4 Control de flujo.

En la unidad , controladores de flujos es principalmente aplicados a los flujos

de hidrógeno y nafta. Un total de 23 controladores de flujo son usados en la

unidad. Los controladores de flujo son usados en la fuente de alimentación

para el arranque de los procesos, nafta a la estabilizadora y la rata de gas de

reciclo de recirculación al tanque. Un segundo elemento sobre el control de

flujo es el hidrógeno. Este flujo es controlado a través de las seis etapas del

compresor de gas y desde la corriente de flujo del separador, incluyendo la

corriente de gas de reciclo.



6.1.5 Control de temperatura.

En la unidad existen siete controladores de temperatura, los cuales están

listados a continuación:

• TIC 21002 Controla la temperatura de entrada a los reactores de fase

líquida.

• TIC 21056 Controla la temperatura de entrada al reactor de fase gaseosa.

• TIC 21098 Controla la temperatura dentro de la cámara de combustión

del horno.

• TIC 21067 Controla la temperatura en el plato 40 de la columna

estabilizadora.



6.2 PLANOS DE FLUJO / NARRATIVAS DE CONTROL

En la Sección 1.3 “Descripción del Proceso” aparece información más

específica.



6.3 OPERACIONES DE RUTINA

6.3.1 Operación Normal

La operación normal de la Unidad Hidrotratadora de Nafta es

fundamentalmente una continuación de los procedimientos de operación

inicial que aparecen en la Sección 5; sin embargo, con cada se considerará

como un “arranque inicial” todos aquellos arranques posteriores a un

cambio de catalizador. El catalizador nuevo debe ser sulfurizado.

a) Continúe la alimentación de nafta al Reactor de Fase Líquida

02R101A/S, mediante las Bombas de Alimentación del Tambor de

Compensación 02P101A/S. El controlador FIC-21003 es usado para

incrementar la tasa de flujo de alimentación de nafta. Mantenga la

temperatura de entrada al reactor en 170ºC y la de salida en 219ºC para

el reactor 02R101A/S y en 250ºC, para el reactor 02R102.

b) Estabilice la presión en 24,8 barg en el Separador 02V102 (el aumento

de la presión tiende a reducir el consumo de H2).

c) Mantenga el nivel en la Estabilizadora 02C101, desvíe el producto

pesado estabilizado a almacenaje a través del enfriador con aire

02EA112.

d) Continúe la inyección de diluente proveniente del Precalentador de

Diluente 02E103 a la línea de alimentación del segundo reactor en base

al contenido de olefina de la alimentación.

e) Monitoree cuidadosamente las temperaturas de los reactores para

prever cambios en el contenido de diolefinas/olefinas en la alimentación

de nafta del coquer.



NOTA: La circulación inicial de nafta se estableció en la Sección

5.4.8 desde almacenamiento hasta el Tambor de

Compensación 02V101, a través de la Estabilizadora

02C101.

f) Ajuste los perfiles de temperatura de los reactores mientras mantiene

un ∆T máximo de 50ºC.

g) Monitoree las condiciones de operación de la estabilizadora, dirigiendo

la producción a almacenaje, después que sea confirmado un RVP

aceptable en las corrientes de nafta.

h) Asegúrese de que las líneas de arranque están cerradas y aisladas.

h) Incremente las tasas de alimentación y, en la medida de lo necesario,

estabilice los parámetros de operación de la unidad y las tasas de

alimentación.

i) Durante la operación normal se requiere que el operador de la unidad

verifique regularmente el traceado de vapor a las líneas de succión del

compresor 02K101C.

6.3.2 Condiciones Normales deseadas.

Las siguientes condiciones de operación deben mantenerse como base

durante las operaciones normales; sin embargo, probablemente haya que

ejecutar modificaciones o ajustes para optimizar el rendimiento de la unidad:

• Presión de salida del reactor: 36,7 barg

• Máxima caída de presión del reactor: 3,0 bar

• LHSV (Velocidad Espacial Líquida por Hora): 3,8

• Temperatura a la Entrada del Reactor, ºC: SOR -170, EOR -190



• Temperatura de Salida del Reactor, ºC: SOR -219, EOR -236

• Ajuste la reposición de H2 para la hidrogenación y mantenga la presión

parcial a la salida del reactor. El gráfico anexo denominado Figura 4 da

una relación visual de la reposición de H2.

• Evite el exceso de reposición de H2 en la 1a. etapa para mantener la

fracción líquida a la salida del Reactor 02R101 por encima del 70%.

6.3.3 Rutina de reemplazo del Catalizador

Aunque la unidad opera continuamente, los dos catalizadores pierden su

actividad periódicamente y deben reemplazarse. Las cantidades y tipos de

catalizador han sido diseñados y dimensionados para las siguientes

condiciones:

Se espera que el volumen calculado de catalizador LD-145: 31.2 m3 (24.9

toneladas/métricas) tenga una vida útil de dos años. Cada vez que el

catalizador se cambie, debe purgarse la unidad y someterse a un arranque

inicial.

El volumen calculado de catalizador HR-306C es de 140.1 m3 (93.9

toneladas/métricas). Cada vez que el catalizador se cambie, debe purgarse

la unidad y someterse a un arranque inicial.

6.3.4 Retrolavado del sistema de inyección de DMDS.

Cuando el sistema de inyección de DMDS no esté en servicio, el sistema

deberá ser Retrolavado hacia el tanque 02V108, de la siguiente manera:

• Conecte una manguera en el primer drenaje aguas abajo del primer

check en la línea de descarga de la 02P106.

• Asegúrese que el segundo drenaje aguas abajo del segundo check esté

cerrado.

• Conecte una manguera de agua en el venteo aguas arriba del segundo

check.



• Bloquee las válvulas de entrada al tanque de DMDS, 02V108.

• Ponga en operación la línea de Retrolavado y establezca el flujo de agua.

• Proceda a alinear al válvula de succión de la 02P106 en el 02V108 y

desplace el agua de lavado al mismo vía a la tanquilla.




6.4.1 Hidrógeno Caliente

El hidrógeno caliente nunca debe circularse sin haber colocado H2S sobre

los catalizadores LD-145 y HR-306C pues, en caso de no hacerlo, los

catalizadores podrían desulfurizarse. Si tal situación se presenta, disminuya

la temperatura de entrada a los Reactores de Fase Líquida 02R101A/S a

200ºC.

Si es el Segundo Reactor 02R102 el que se desulfuriza, disminuya la

temperatura a la entrada del reactor a 180ºC.

• Los Reactores de Fase Líquida 02R101A/S han sido dimensionados para

contener el catalizador para un ciclo de vida de 3 meses, mientras que el

Segundo Reactor 02R102 ha sido dimensionado para un ciclo de dos

años.

• Los partículas de catalizador fresco que se cargan al reactor se presenta

en su estado oxidado. El proceso de sulfurización del catalizador fresco

elimina el oxígeno mediante la inyección de DMDS.

• La sulfurización del catalizador fresco debe realizarse después de la

carga pero, antes de la inyección de alimentación fresca. La sulfurización

se realiza mediante la inyección de DMDS a la nafta inerte en circulación

y a la corriente de hidrógeno caliente.

• El DMDS se descompone térmicamente a 180ºC y produce H2S el cual,

a su vez, se utiliza para sulfurizar el catalizador.



6.4.2 Remoción para mantenimiento de la válvula PSV-21003.

• Para remover en una forma segura la válvula PSV-21003 ubicada en la

salida de 02E101A/B (lado tubos), asegúrese que el intercambiador esté

alineado al separador 02V102 para utilizar la válvula de alivio PSV-21012

como protección, haga lo siguiente:

- Cierre la válvulas de entrada y salida de la PSV-21023, coloque

cadena, candado e instale disco ciego.

- Asegure que la válvula de drenaje a la entrada de la PSV-21023 esté

cerrada

6.4.3 Cambio del reactor.

Asegúrese que el Personal disponga del equipo de protección para

exposiciones de H2S, alta temperatura y alta presión cuando se realice el

cambio de los reactores de fase líquida. Las siguientes precauciones deben

tomarse en consideración:

• Asegúrese que el codo removible del reactor en reserva esté conectado

a la línea de alimentación.

• Invierta el disco de anteojo a lado hueco en la línea de entrada y salida.

• Introduzca lentamente el flujo de alimentación de manera controlada.

• Ponga toda la instrumentación en servicio.

• Refión en servicio.

• Refiérase al Procedimiento de Cambio de reactor.




7.1.1 Generalidades

7.2 PROCEDIMIENTOS DE PARADA

7.2.1

7.2.2

7.2.3

Propósito

Supuestos

Procedimiento detallado paso a paso

7.2.3.1 Alimentación y Reactores

7.2.3.2 Estabilizador

7.2.3.3 Preparación para una Parada Larga

7.2.3.4 Preparación para una Parada de la Unidad Completa

7.2.3.5 Sección de la unidad PSA y de Compresión de Hidrógeno

7.3 AISLAMIENTO DE EQUIPO

7.3.1 Tipos de aislamientos y equipos.

7.3.2 Reglas Para el Uso de Discos/Bridas.

7.3.3 Procedimiento estándar de Aislamiento.

7.3.4 Retiros de Bridas/Discos Ciegos.

7.4 PREPARACION DE EQUIPO PARA SU APERTURA





Los procedimientos siguientes cubren la parada normal de la Unidad Hidrotratadora

de Nafta (Unidad 21). Esta parada puede estar o no asociada con la parada de la

Unidad de Coquificación Retardada o con la de la Planta de Recuperación de Gas

(GRP); sin embargo, si se detiene la corriente de alimentación cruda de la GRP, la

Hidrotratadora de Nafta (NHDT) debe colocarse en modo de reciclo total hasta que

se restablezca la corriente de alimentación.

El plan general siguiente supone que la unidad será parada, vaciada y dejada lista

para actividades de mantenimiento.

7.1.1 Generalidades

Pasos Generales

1 Reducir la alimentación a los reactores a 50 %

2 Reducir la temperatura a la entrada del 1er. y 2do. reactores a 150°C y 200 °C, respectivamente

3 Utilizando la línea de arranque, enviar flujo de producto al tamborde compensación

4 Mantener la alimentación desde el tambor de almacenamientohasta que el ∆T en el reactor sea igual. Reducir el flujo y latemperatura de la compensación de H2

5 Parar el calentador de alimentación al 2o. reactor. Cerrar larecirculación del estabilizador

6 Continuar la circulación de gas de reciclo. Reducir la temperaturadel reactor en 60 °C/h hasta que la temperatura de los lechos delreactor sea igual a la del gas de reciclo

7 Vaciar los reactores, aumentando la presión al separador de AP

8 Descontinuar el flujo del estabilizador a almacenamiento. Desalojarlos livianos y enviar el producto fuera de especificación al tamborde separación del mechurrio

9 Parar el rehervidor del estabilizador, dirigir los líquidos aalmacenamiento o al tambor de separación del mechurrio

10 Introducir gas combustible en el tope del estabilizador y aplicarpresión para enviar los líquidos a almacenamiento o al mechurriodel tambor de separación



11 Colocar ciegos y aislar la unidad. Eliminar todos los hidrocarburosde todos los sistemas

12 Todas las purgas de nitrógeno deben reemplazarse con aire antesde entrar a cualquiera de los recipientes



7.2 PROCEDIMIENTOS DE PARADA

7.2.1 Propósito:

Los siguientes procedimientos se utilizarán para la parada de la Unidad

Hidrotratadora de Nafta.

7.2.2 Supuestos:

• Todos los equipos de la unidad están en operación normal. Todas las

válvulas están en su posición correspondiente (normalmente cerrada, NC o

normalmente abierta, NA).

• La Unidad Hidrotratadora de Nafta está en operación normal y lista para

una parada normal (no de emergencia).

NOTA

Durante las paradas de la unidad en las cuales no vaya a realizarse

mantenimiento al equipo de la misma, se mantendrán disponibles los

recipientes a fin de utilizarlos durante el rearranque de la unidad. Si durante la

parada va a realizarse mantenimiento, antes de la misma se descontinuarán

las operaciones y se vaciará la unidad en secuencia planificada para minimizar

las cantidades de inventario o de material de desecho producido.

7.2.3 Procedimientos detallados paso a paso.

7.2.3.1 Alimentación y Reactores.

• Reduzca lentamente la rata de alimentación al reactor al 50 % de su

capacidad y ajuste las temperaturas del reactor para mantener el

producto dentro de especificación.

• Reduzca gradualmente las temperaturas de entrada al primer y segundo

reactor a 150 °C y 200 °C, respectivamente.



• Utilizando la línea de circulación de arranque, comience a devolver el flujo

de nafta producto al tambor de compensación de la alimentación.

• Mantenga la circulación de la alimentación a los reactores por el tiempo

necesario para disminuir el diferencial de temperatura a través de los

reactores. Durante este período, comience a reducir el flujo y la

temperatura del hidrógeno de reemplazo.

• Pare el calentador de la alimentación del segundo reactor.

• Pare las bombas de alimentación del reactor y cierre la recirculación del

estabilizador.

• Continúe circulando el gas de reciclo, manteniendo un ligero flujo de gas

de reemplazo y reduzca la temperatura a la entrada del reactor a una

tasa de 60 °C por hora.

• Continúe circulando gas de reciclo para enfriar los lechos en el reactor

hasta que la temperatura de los mismos sea igual a la del gas de reciclo.

• Utilice presión para desplazar los líquidos remanentes, de los reactores

al separador de alta presión AP.

• Discontinúe el flujo de gas de reciclo.

7.2.3.2 Estabilizadora

• A medida que la tasa de alimentación a la unidad se reduce a 50 %,

ajuste el estabilizador para continuar obteniendo productos dentro de

especificación a tasas reducidas. Durante este período, monitoree más

frecuentemente la RVP de las corrientes de nafta para garantizar que

permanece aceptable: si se produce una RVP alta, interrumpa el flujo de

producto a almacenamiento e inicie la recirculación hacia el tambor de

alimentación asociado con la parada así como el enfriamiento de los

reactores: esto permitirá que la nafta circule de nuevo a través de la



unidad para desalojar los componentes livianos remanentes y por

consiguiente, reducir la RVP a límites aceptables. Si esto no puede

llevarse a cabo, dirija el exceso de nafta fuera de especificación al

tambor de separación del mechurrio.

• Discontinúe los flujos de productos que salen del estabilizador, pare el

rehervidor de los fondos del estabilizador y mantenga un nivel de fondos

cuando la alimentación a los reactores haya sido detenida y no haya mas

productos de la sección de reacción fluyendo hacia el estabilizador.

• De ser necesario, introduzca gas combustible al tope del estabilizador

para mantener una presión positiva dentro del sistema y permitir la

recirculación de nafta cuando se requiera.

• En caso de que se necesite un vaciado completo del estabilizador

durante la parada, dirija los líquidos a almacenamiento o al tambor de

separación del mechurrio, de acuerdo a los resultados del análisis de la

RVP.

7.2.3.3 Preparación para una Parada Larga

• La sección de reacción deberá ser despresurizada.

• La sección de reacción deberá ser purgada con nitrógeno.

7.2.3.4 Preparación para una Parada Completa de la Unidad

• La unidad deberá drenarse, despresurizarse y purgarse por completo

con nitrógeno.

• Antes de la purga, instale ciegos de aislamiento en los límites de batería

del proceso y las conexiones de las instalaciones de servicio a medida

que la unidad se vacía y se despresuriza. Si es necesario que entre



personal a la unidad, desplace la atmósfera de N2 con aire antes de su

entrada.

7.2.3.5 Unidad PSA y Sección de Compresión de Hidrógeno

• Una parada normal de la unidad PSA y del compresor de hidrógeno

significa básicamente descontinuar el flujo de gas de alimentación a

través de la unidad.

• Utilizando el controlador de flujo, reduzca el flujo de gas de alimentación.

• Durante aproximadamente 2 horas, continúe la operación de reciclo de la

unidad a tasas reducidas; esto permitirá reducir las impurezas residuales

en los recipientes de adsorción a niveles muy bajos.

• Presione el botón de PARADA y cierre la válvula de aislamiento manual

en el tope y en el fondo de cada adsorbedor.

• Si es necesario despresurizar y purgar la Unidad PSA, coloque los

controles en modo de ARRANQUE a fin de ignorar la condición de

parada debido a baja presión del producto.

• Cierre la alimentación a la unidad y los flujos de productos y continúe el

ciclo hasta que todos los recipientes estén despresurizados.

• Instale los ciegos de aislamiento necesarios en los límites de batería.

• Utilice N2 para purgar los hidrocarburos gaseosos de la unidad; mantenga

una colcha de N2 a una presión positiva (1,0 bar). Revise periódicamente



la presión y mantenga un valor positivo de la misma mientras la unidad

esté parada.

• Si es necesario que entre personal a la unidad, desplace la atmósfera de

N2 con aire antes de su entrada. Después de concluir el mantenimiento,

purgue de nuevo la unidad con N2 para restablecer una presión

ligeramente positiva.

7.3 AISLAMIENTO DEL EQUIPO

Este procedimiento cubre el aislamiento de los equipos y líneas para el trabajo

mecánico, y será utilizado como fuente de información y guía, para no

reemplazar las prácticas estándar de las Refinerías existentes. El propósito de

éste es mejorar la seguridad mediante el aislamiento del área de trabajo de

materiales potencialmente dañinos, tales como químicos o hidrocarburos, que

pueda entrar en contacto con el personal.

7.3.1 Tipos de Aislamientos y Equipos

Brida Ciega: Se utiliza para aislar el extremo de una línea o como tope de pasa

hombre o boca de visita de un equipo, drenajes y venteos ajustándolo con

pernos a una brida del mismo tamaño.

Disco Ciego: Utilizado para prevenir flujo mediante la instalación de disco o

placa entre dos bridas.

Disco Ciego con Cuña: Se utiliza de manera similar a un disco ciego.

Adicionalmente está provisto de una barra espaciadora, instalada en un solo

lado para permitir ventilación y / o drenaje, mientras el otro lado se mantiene

cerrado.

Tapones: Se utilizan para aislar conexiones roscadas pequeñas.

7.3.2. Reglas para el uso de Discos / Bridas

Toda línea de hidrocarburo, químicos y servicios que entran y salen de una

unidad que va a ser parada para inspección interna o trabajo mecánico, debe

ser aislada como se estipula en el procedimiento de parada de la unidad. Estos



discos / bridas deben ser capaces de soportar la presión existente en el

sistema.

Cuando se tenga que dejar algún equipo o línea abierta y sin supervisión, debe

ser cerrada. Los equipos sin uso se deben desconectar, lavar y aislar

permanentemente con bridas ciegas para luego ser removidas.

Cuando se prepare un recipiente para inspección, se debe aislar de los otros

equipos mediante la inserción de discos ciegos en todas las líneas de conexión,

y en las bridas mas cercanas al recipiente. Cuando esto no sea posible debido

a su inaccesibilidad, entonces la línea se debe aislar y ventear en la brida más

cercana, tomando las previsiones necesarias para efectuar la prueba de gas en

el tramo muerto.

Cuando el equipo a aislar contenga vapores tóxicos como sulfuro de hidrógeno

(H2S), monóxido de carbono (CO) etc., se debe utilizar el equipo de aire auto

contenido.

Cuando se entregue un equipo a mantenimiento para inspección, reparación o

limpieza, se debe aislar de los otros sistemas.

Cuando se prepare una tubería o recipiente para un corte en caliente (Hot-Tap),

se deben aislar todas las conexiones, excepto la línea en la cual se va a

efectuar el trabajo en caliente, ya que se requiere la circulación del fluido para

enfriamiento de la línea.

Los cristales de nivel y las conexiones de instrumentos no requieren ser

aisladas cuando se hayan venteado, drenado y certificado que se encuentran

libre de gases. Las conexiones para soplado o purga de líneas de instrumentos

deben ser aisladas.

Los motores de las bombas, sopladores en las cuales se esté trabajando

deben ser identificados, desenergizados y bloqueados.

Las válvulas de bloqueo se deben cerrar herméticamente evitando la filtración

entre la fuente de presión y la apertura, como también se deben etiquetar y

cerrar con candado y cadena. Donde sea físicamente posible, se deben cerrar

dos válvulas de bloque, permitiendo el escape de presión entre ellas (doble

válvula con testigo). También éstas se deben etiquetar con candado y cadena.



Las válvulas testigo deben estar disponibles a la entrada y salida del equipo a

ser removido o en el cual se va a trabajar. De esto no ser posible, las bridas se

deben separar con una cuña.

El equipo donde se realiza el trabajo debe estar libre de presión.

El trabajo se debe efectuar continuamente y el permiso debe ser renovado cada

ocho horas.

Procedimiento Estándar de Aislamiento

Cada unidad o área por separado tendrá una lista de discos y bridas ciegas en

la cual se indique lo siguiente:

El número del disco / brida.

El tamaño en pulgadas.

La presión de diseño.

Requerimientos de andamios.

Descripción detallada y la ubicación aproximada de cada brida / disco.

Equipo de protección personal que se requiere para la instalación o remoción

del disco / brida.

La lista de discos / bridas debe ser actualizada por el Supervisor de la Unidad

cuando se hayan agregado o revisado equipos y líneas nuevas.

7.3.4 Retiro de Bridas / Discos Ciegos

Antes de retirar las bridas / ciegos que fueron instaladas para prevenir flujo

hacia los recipientes, se deben cerrar todas las aperturas.

Bajo ninguna condición se retirará una brida o disco ciego antes de que el

recipiente se haya cerrado completamente. Se considera cerrado un recipiente

para inspección cuando todas las aperturas estén aisladas con una brida ciega.

Los discos ciegos ubicados en el límite de batería no deben ser retirados hasta

que todas las aperturas estén debidamente cerradas y con todos sus pernos

instalados y ajustados firmemente.



Bajo ninguna condición se debe retirar una brida o disco ciego, sin la

autorización escrita de Operaciones.

7.4 PREPARACION DE EQUIPOS PARA SU APERTURA

La preparación de equipos para su inspección y mantenimiento debe regirse

por instrucciones específicas dadas en el momento en que se planifica el

trabajo.

Las normas generales descritas a continuación se deben tomar en cuenta

cuando se preparan equipos para mantenimiento:

El equipo debe ser drenado, despresurizado, purgado con vapor o nitrógeno,

neutralizado, lavado con agua, aislado con discos ciegos y ventilado.

Se deben hacer pruebas de explosividad, gases tóxicos y oxígeno.

El equipo debe estar a temperatura ambiente.

La entrada a espacios confinados como tuberías, acumuladores, torres etc.,

debe autorizarse mediante un permiso de trabajo escrito por el Supervisor de

Operaciones.



Todos los interruptores eléctricos a los equipos rotativos, deben estar en

posición de apagado, etiquetados y con candados en la sub estación.

El permiso de trabajo escrito constituye una garantía de que el equipo ha sido

puesto en condiciones seguras para su apertura. Entre los peligros

relacionados con los espacios confinados se cuentan:

La presencia de gases tóxicos

La falta de oxígeno

La posibilidad de que las líneas de servicio conectadas al espacio confinado

aun no hayan sido bloqueadas y selladas.

La presencia de sustancias químicas tóxicas o hidrocarburos.

En equipos que hayan contenido sulfuro de hidrógeno, puede haber presencia

de sulfuro de hierro. Deben soplarse con vapor, lavarlos con agua y

mantenerlos humedecidos durante el proceso de apertura. Debe mantenerse

gas inerte para crear una presión positiva en el recipiente, evitando así la

entrada de aire mientras dure la instalación de ciegos, retiro de tapas y se

complete la remoción del sulfuro de hierro.




Nunca entre a un espacio confinado donde no se hayan hecho pruebas de

explosividad, gas tóxico y suficiencia de oxígeno.

Utilice el equipo de protección personal indicado en el permiso de trabajo.

Nunca entre a un espacio confinado que no se haya aislado completamente,

que tenga un permiso escrito de operaciones que garantice que el equipo esté

drenado despresionado, neutralizado, lavado, y ventilado.

Nunca entre a un espacio confinado, sin tener la certificación requerida.

Nunca entre solo a un espacio confinado. Alguien debe estar cerca y en

comunicación con usted, con el mismo equipo de protección personal para

ayudarle si se presenta una situación de emergencia.



Salga, inmediatamente del equipo cuando observe cambios en la dirección del

viento o alguna condición anormal que considere riesgosa para su integridad

física.

Salga inmediatamente del equipo en caso de presentarse lluvias o tormentas.


FECHA DE ELABORACION: PAGINA 1FECHA DE REVISION:04/29/00 REV. 0A

08.1

8.1.1

8.1.2

INSTRUCCIONES GENERALES

Propósito.

Filosofía de las paradas de emergencia.

8.2 FALLA DE ENERGIA ELECTRICA

8.3 FALLA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO

8.4 FALLA DE VAPOR DE ALTA PRESION

8.5

8.5.1

FALLA DE AIRE DE INSTRUMENTOS

Posición de las válvulas de proceso.

8.6 FALLA DE ALIMENTACION




8.8 ROTURA DE TUBOS EN INTERCAMBIADORES DE CALOR Y EN

CALENTADORES

8.9 FUGAS DE QUIMICOS RIESGOSOS

8.10 INCENDIO / EXPLOSION

8.11 SISTEMA AUTOMATICO DE REARRANQUE

8.12 GENERADOR DE EMERGENCIA



8.1 INSTRUCCIONES GENERALES

8.1.1 Propósito

La tabla siguiente indica las “Causas y Efectos” de las paradas de emergencia de la Unidad

Hidrotratadora de Nafta (21). La tabla incluye las causas más reconocidas de parada de

emergencia, sus consecuencias y las acciones normales a tomar; sin embargo, la tabla no

incluye todas las posibilidades y su propósito es únicamente el de cubrir las situaciones más

probables.



8.1.2 Filosofía de las Paradas de Emergencia

Emergencia Consecuencia Acción Disposición de la Corriente Notas / Comentarios

Falla de Energía Paro de la unidadParada de los enfriadores conaireParada de las bombas amotor

Parar el calentador F101Bloquear los niveles yasegurar la unidadDespresurizar la sección dereacción en la medida de lonecesarioDesplazar el líquido de losreactores

Alimentación de nafta aalmacenamientoProducción de nafta tratada,detenida

Suministre gas combustiblepara mantener las presionesen el estabilizador a losniveles requeridosPrepare la circulación dearranque

Falla de Vapor de Alta Presión Paro de la unidadParada de los rehervidores02E108.

Detener la alimentación alreactorParar el calentador F101Bloquear los niveles yasegurar la unidadMantener la circulación degas de reciclo


Suministre gas combustiblepara mantener las presionesen el estabilizador a losniveles requeridosPrepare la circulación dearranque

Falla de Agua de Enfriamiento Paro de la unidadParada del intercambiador deenfriamientoParada del compresor deenfriamiento

Detener la alimentación alreactorParar el calentador F101Bloquear los niveles yasegurar la unidadDespresurizar la sección dereacción en la medida de lonecesario


Pare los compresores si lastemperaturas del aceite delubricación o de los cojinetesalcanzan los valores máximos

Falla de Aire de Instrumentos Paro de la unidadVálvulas de control van aposición de fallaParada de los controles de launidad

Detener la alimentación alreactorParar el calentador F101Bloquear los niveles yasegurar la unidadDespresurizar la sección dereacción en la medida de lonecesario


Confirme que F101 estáapagado y bloquee losquemadores



8.1.2 Filosofía de Paradas de Emergencia (cont.)

Emergencia Consecuencia Acción Destino de la Corriente Notas / Comentarios

Pérdida de la Alimentación deNafta

Paro de la unidadColoque la unidad enrecirculación

Parar el calentador F101Bloquear los niveles yasegurar la unidadMantener la circulación degas de reciclo

Producción de nafta tratada,detenida

Establezca circulación dearranqueArranque de nuevo cuando sedisponga de alimentación

Pérdida de la Alimentación deHidrógeno

Paro de la unidad Detener la alimentación alreactorReducir el combustible aF101Mantener la circulación degas de recicloMantener niveles, monitoreartemperaturas y presiones


Rotura / Fuego La unidad debe pararsePosiblemente ocurra fuga denafta caliente o de hidrógeno

Detener la alimentación a launidadDespresurizar la sección delreactorBombear o desplazar apresión los volúmenes aalmacenamiento o almechurrio. Aislar el equipo yasegurar la unidad




8.2 FALLA DE ENERGIA ELECTRICA

Puesto que todas las bombas de la unidad son accionadas por motores eléctricos,

la falla de energía ocasionará un paro total de la unidad. Interrumpa el flujo de vapor a

los rehervidores y mantenga los niveles dentro de los rangos de operación. A medida

que las condiciones lo permitan, prepare la unidad para el rearranque (circulación de

arranque). Mantenga en todo momento una presión positiva en el sistema durante la

interrupción, suministrando gas combustible para cubrirlo. De acuerdo a la duración

de la parada no programada, desplace líquido de los reactores para evitar

coquificación o taponamiento.



8.3 FALLA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO

La ausencia de un flujo de agua de enfriamiento ocasionará la parada de la unidad

debido a la falta de enfriamiento en los intercambiadores, los sistemas de aceite

lubricante y de sello, los cojinetes de las bombas y los enfriadores de regulación de

la unidad.



8.4 FALLA DE VAPOR DE ALTA PRESION

La falta de flujo de vapor al Rehervidor 02E106 hará necesario detener la

alimentación de nafta a los reactores de la unidad. La falta de vapor al Rehervidor del

Estabilizador 02E108 ocasionará la parada del Estabilizador; la unidad exigirá una

parada dirigida a condiciones de circulación, tal como se indica en los

“Procedimientos Normales de Parada”. Estabilice las presiones y los niveles de la

unidad hasta que el suministro de vapor pueda reanudarse. De ser necesario,

suministre gas combustible para mantener acolchado el estabilizador con gas

combustible durante la interrupción. Mantenga la circulación de la corriente de gas de

reciclo.



8.5 FALLAS DE AIRE DE INSTRUMENTOS

La pérdida de aire de instrumentos ocasionará un parada de la unidad; las válvulas

de control se irán a su posición de falla segura. Compruebe que las válvulas en el

campo en realidad han fallado y aísle el equipo en la medida necesaria. De manera

de proteger el compresor, proceda a pararlo inmediatamente. Pare las bombas en la

medida que se requiera para mantener los niveles dentro de los rangos de

operación. Si la presión de aire en los instrumentos baja de manera lenta y el tiempo

lo permite, comience una parada normal interrumpiendo la alimentación de nafta del

coquificador a la unidad e iniciando la circulación de nafta producto a los reactores

para ayudar a enfriar los lechos.

8.5.1 Posición de las Válvulas de Proceso

Válvula

P&ID

21-210-12

Modo de

Falla

FV-21002 101 FALLA ABIERTA

FV-21003 101 FALLA CERRADA

























LV-21005 102 FALLA CERRADA


LV-21015 118 FALLA ABIERTA


TV-21002A 102 FALLA CERRADA

TV-21039 104 FALLA ABIERTA

TV-21039, desvío 104 FALLA ABIERTA

TV-21002B, desvío 102 FALLA ABIERTA

TV-21002B, desvío 102 FALLA ABIERTA

TV-21056 108 FALLA ABIERTA

PCV-21002 113 ----

PV-21003A 101 FALLA CERRADA

PV-21003B 101 FALLA CERRADA

PV-21049 108 FALLA ABIERTA

PV-21054 106 ----

PCV-21069 113 ----

PCV-21083 114 ----

PCV-21084 114 ----

PV-21089A 107 FALLA CERRADA

PV-21089B 107 FALLA ABIERTA






PCV-21146 121 ----

HV-21002 101 FALLA CERRADA








XV-21013 106 FALLA CERRADA

XV-21016 106 FALLA CERRADA8.6 FALLA DE ALIMENTACION

Cuando la alimentación de nafta del coquificador a los reactores cae por debajo del

50 % de su capacidad, la unidad debe pararse puesto que esto ocasionará

acanalamiento del flujo y puntos calientes dentro de los reactores. Puesto que la

unidad cuenta con un tambor de compensación de la alimentación, el problema

puede detectarse fácilmente y puede comenzarse una parada normal controlada del

equipo. Mantenga la circulación del flujo de gas de reciclo.





La falta total de hidrógeno de reposición a la unidad determinará la parada

de la misma de acuerdo a los procedimientos de parada normal. (Detenga

la alimentación y mantenga el flujo de gas de reciclo). Si la falta de

hidrógeno se debe únicamente a una reducción en el suministro, la tasa de

alimentación a la unidad puede reducirse para que corresponda a la

disponibilidad de compensación de hidrógeno; pero, si la disponibilidad está

por debajo del 50 %, la unidad debe pararse.


Otras fallas que pudiesen determinar una parada de la unidad incluyen, pero

no están limitadas a:

• Falla de bombas o de compresores para los cuales no existe

reemplazo

• Falla de empacaduras en líneas de proceso

• Rotura de tuberías o fugas mayores en juntas, empaques, sellos,

tubos/intercambiadores.

Si una falla de este tipo ocasiona una parada de emergencia, consulte la

carta de flujo que aparece en las “Instrucciones Generales” de la Sección

8.1



8.8 ROTURA DE TUBOS EN INTERCAMBIADORES DE CALOR Y EN

CALENTADORES TERMICOS

La falla de tubos en cualquier intercambiador de calor es crítica para la operación del

sistema y por consiguiente, para la unidad completa. En casi todos los casos, un

lado del intercambiador (sección tubular o sección de la carcasa) tiene mayor

presión que el otro. La mayoría de los intercambiadores tienen una fuente de calor o

de enfriamiento que intercambia calor con un hidrocarburo, tal como vapor/nafta; en

caso de que se presente un agujero o una rotura en el interior del intercambiador, el

lado de mayor presión contaminará el de menor presión y en consecuencia, el

sistema completo resultará contaminado. Ya sea que el lado de mayor presión

contenga ácido, cáustico, fluido de proceso o de servicios, el resultado pudiese ser

desastroso.

Si el sistema de vapor llegara a contaminarse, pudiese ser perjudicial para el

sistema de alimentación a la caldera; si es la corriente de alimentación de nafta la

que resulta contaminada, los catalizadores en los reactores pudiesen contaminarse.

Cualquier fuga en los intercambiadores debe aislarse y repararse inmediatamente,

aún en el caso de que ello signifique una parada total de la planta. El sistema de

menor presión debe probarse para determinar si resultó contaminado y en caso de

que así sea, deberá elaborarse y llevarse a cabo rápidamente un plan de reparación

para minimizar el daño.



8.9 FUGAS DE QUIMICOS RIESGOSOS

Los productos químicos de mayor riesgo en la unidad de Hidrotratamiento de Naftason el Dimetíl Sulfuro (CH3-S-CH3), y el Sulfuro de Hidrógeno (H2S). El Dimetíl Sulfuro(CH3-S-CH3) es utilizado para sulfurizar el catalizador fresco antes del arranque de launidad. De presentarse un escape de éste compuesto el operador debe colocarse elequipo de Aire con manguera o autocontenido y parar la inyección de Dimetíl Sulfuro alcatalizador del reactor.

El Sulfuro de Hidrógeno (H2S) es un gas aallttaammeennttee vveenneennoossoo que se encuentra en eltambor separador 02V102 y en el circuito de tope de la Torre Estabilizadora. Laposibilidad que el personal entre en contacto con el Sulfuro de Hidrógeno (H2S)pudiese ocurrir en cualquier momento producto de una fuga por el sello de unabomba, por una brida, rotura de un cristal, una tubería, causando intoxicación y lamuerte cuando la exposición se hace a grandes concentraciones.

Al ocurrir un escape de Sulfuro de Hidrógeno, el operador debe evaluar rápidamente laseveridad del problema, aislar el área e intentar detener la fuga usando el equipo deprotección personal (Aire Autocontenido); parar la unidad si es necesario.

Si la unidad debe ser puesta fuera de operación refiérase al procedimiento normal deparada en la sección No 7 del Manual de Operaciones.



8.10 INCENDIO / EXPLOSION

La posibilidad de que se presente un incendio y / o explosión en la unidad está latenteen todo momento debido a la presencia de hidrocarburos livianos, Hidrógeno (H2) ySulfuro de Hidrógeno (H2S). De presentarse este evento los daños a los equipos ytuberías serian cuantiosos y el riesgo de lesiones al personal aumentaría por lapresencia de Sulfuro de Hidrógeno presente en el Ambiente.

Durante un incendio, los equipos y tuberías de la unidad están sometidos a altaspresiones, temperaturas y a posibles roturas de líneas, esto representa peligrosextremos para el personal y otras unidades de proceso.

De presentarse un incendio y / o explosión en la unidad, el operador debe aislar lasección afectada para confinar y / o eliminar la fuente de material combustible que loproduce, evaluar la magnitud del evento y tomar las medidas necesarias que permitaneliminar o reducir los riesgos al personal y a las instalaciones, notificar al cuerpo debomberos y activar el plan de contingencia si es necesario, avisar a ServiciosIndustriales para mantener la presión de agua contra incendios, enfriar los sistemas yequipos adyacentes.

Si la unidad requiere ser puesta fuera de operación refiérase al procedimiento normalde parada en la sección No 7 del Manual de Operaciones.



8.11 SISTEMA AUTOMATICO DE REARRANQUE



8.12 GENERADOR DE EMERGENCIA

SECCION 9 SEGURIDAD


9.1 EQUIPO CONTRA INCENDIOS Y DE PROTECCION PERSONAL

9.1.1 Monitores de Incendio



9.2.1 Prevención de incendios.

9.2.2 Protección automática.

9.2.3 Acciones de mejoramiento.

9.3 LISTA DE DISPOSITIVOS CONTRA INCENDIOS Y DE MONITOREO DE

EMISIONES DE GAS / UBICACION

9.4 MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA DE EQUIPOS

9.4.1 Equipos contra incendio.

9.4.2 Equipos de protección personal.

9.4.3 Recomendaciones generales.

9.5 TRABAJOS DE REPARACION.

9.5.1 Trabajos de soldadura.

9.5.2 Trabajos eléctricos y de instrumentación.

9.5.3 Trabajos de excavación.

9.5.4 Trabajos mecánicos/tuberías.

9.5.5 Trabajos con fuentes radioactivas.

9.6 EXPANSION TERMICA DE INTERCAMBIADORES


9.8 MANEJO SEGURO DE MATERIALES VOLATILES, CORROSIVAS Y

TOXICOS

9.9 PREPARACIÓN DE EQUIPOS Y TUBERIAS DEL PROCESO

SECCION 9 SEGURIDAD


9.10 APERTURA DE EQUIPOS

9.11 ENTRADA A ESPACIOS CONFINADOS

9.12 REMOCION DE VALVULAS DE SEGURIDAD

9.13 HOJA DE DATOS DE RIESGOS DE MATERIALES, MSDS

9.14 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y SUS FUNCIONES



9.14.3 Detectores de Incendio


9.15 PRACTICAS DE TRABAJO SEGURO


9.17 REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD ESPECIFICOS PARA LA UNIDAD

9.18 OPERACION DE VALVULAS CON PRECINTOS PLASTICO ABIERTA/CERRADA

SECCION 9 SEGURIDAD


9.1 EQUIPOS CONTRA INCENDIOS Y DE PROTECCION PERSONAL

9.1.1 Monitores de Incendio

Séis combinaciones de monitores de incendio / hidrantes asociados con el sistema

de anillo de agua contra incendios, fueron provistas en la unidad para utilizarlas

durante las actividades de protección contra incendios. Los monitores están

equipados con boquillas estándar ajustables de rocío / neblina que tienen una

capacidad nominal de 114 m3/h a 7 barg, junto con 4 conexiones de manguera que

poseen válvulas. Tres monitores de incendio adicionales están localizados

alrededor del perímetro de la unidad incluyendo dos en el lado este y uno en lado

oeste.

Once válvulas Indicator Post blindadas protegen el perímetro completo de la unidad.

Si se requiere, cinco monitores de incendio situados cerca de los perímetros de las

unidades ARU y SWU pueden proporcionar cobertura adicional contra incendio a la

Unidad Hidrotratadora de Nafta. Para la ubicación de monitores de incendio e

hidrantes adicionales, consulte el P&ID 21-670-12-110 y el 19-210-60-100.

Todo el personal de la Unidad debe estar familiarizado con la ubicación y el uso

apropiado de estos monitores de incendio para el caso de que se presente una

emergencia y la unidad tenga que enfriarse utilizando los monitores.


En la unidad están instaladas dos duchas de seguridad cerca de las áreas donde se

emplean componentes tóxicos tales como las soluciones de DMDS utilizadas en el

proceso: una está situada cerca del tanque de DMDS y cerca del tanque de anti-

oxidante y la otra está localizada cerca del tambor de succión de gas de reciclo.

Ambas está provistas de una boquilla de ducha de seguridad y un lavamanos para

ojos/cara.

SECCION 9 SEGURIDAD


El personal que trabaja en estas áreas debe familiarizarse con la ubicación de este

equipo y practicar los procedimientos para utilizar las duchas de seguridad y las

instalaciones para lavar los ojos, en caso de emergencia.

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Los objetivos básicos para la protección contra incendio es la de limitar o prevenir lapropagación de un incendio, evitar riesgos al personal y minimizar el daño de equiposy materiales.

La Filosofía de Protección contra Incendios y Seguridad del Complejo de Mejoramientode Crudo de Petrozuata contempla la detección personal, manual y automática de:Incendios, gas combustible, gas tóxico y acciones de mejoramiento.

9.2.1 Prevención de Incendios:

• Todo el personal de Operaciones, Mantenimiento e Ingeniería debe estarpreparado para operar y mantener en forma segura las unidades deproceso.

• Todo el personal debe conocer la ubicación y operación de las alarmasy equipos de extinción de incendios de la unidad.

• Todo el personal debe conocer las normas y procedimientos deprevención de incendios.

• Todas las conexiones temporales en los sistemas de agua contraincendios deben estar autorizadas por la Gerencia de Operaciones o laUnidad de Bomberos, y provistas de válvulas de retención para evitar elretorno de hidrocarburos al sistema.

• Todos los drenajes y venteos deben estar cegados (bridas / tapones).• Antes de realizar un cambio en el proceso debe realizarse un análisis de

riesgo operacional.• Toda actividad de mantenimiento de la planta requiere un análisis de

riesgo y un permiso de trabajo escrito.• Esta prohibido fumar en todo el Complejo de Mejoramiento de Crudo.

9.2.2 Protección Automática

• Las unidades de proceso están provistas de detectores automáticos dehidrocarburos, y gases tóxicos; las edificaciones poseen detectoresautomáticos de humo. Luego de detectar hidrocarburos o gas tóxico,los sistemas de detección alertan automáticamente la condiciónexistente, el operador es el responsable de tomar las accionesnecesarias para corregir la situación que se presente.

• Al ser accionada una alarma en el área de procesos o en lasedificaciones, el departamento de bomberos enviara una unidad al sitiode la alarma a fin de solventar la situación e iniciar las actividades deextinción de incendio si se presenta. El área debe ser acordonada.

• Las subestaciones deben estar provistas de un sistema con alarma depresurización.

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9.2.3 Acciones de Mejoramiento

• La brigada de Bomberos Voluntarios, Operaciones, Mantenimiento eIngeniería deben estar debidamente adiestrados y entrenados para laextinción de incendios.

• Conocimientos, destrezas, responsabilidad y colaboración es el norte delcuerpode bomberos del Complejo de Mejoramiento.

• Se debe tener activa colaboración y participación en el comité de ayudamutua.

• Se debe cumplir con el plan de mantenimiento preventivo de los equiposy las unidades.

• Programas de adiestramiento continuo al personal de prevención ycontrol de incendios.

• Los programas de charlas de seguridad y prevención, son obligatorias entodas las áreas de trabajo.

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9.3 LISTA DE DISPOSITIVOS CONTRA INCENDIOS Y DE MONITOREO DE

EMISIONES DE GAS / UBICACION

En la Unidad 21 se proporcionan trece monitores de gas combustible (LEL) y de H2S

para alertar al personal en el caso poco probable de una fuga de material tóxico, los

cuales trabajan con alarmas audibles y visuales.

Dos alarmas están provistas para alertar acerca de la presencia de niveles

excesivos de H2S en el área. La primera alarma tiene un ajuste de 10 ppm y la

segunda de 15 ppm.

La alarma de dos tonos permitirá distinguir los diferentes niveles de precaución a ser

escuchadas por presencia de H2S y Gas Combustible. Los operadores deberán

estar familiarizado con los diferentes sonidos de las alarmas mediante pruebas

semanales a ser realizadas en un día y hora especificado por el Plan Gerencial.

Refieráse al dibujo 19-210-60-100 en el apéndice A.5 para la localización de los

dispositivos contra incendios y de monitoreo de emisiones de gas.

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9.4 MANTENIMIENTO Y LIMPIEZA DE EQUIPOS

Las buenas condiciones de orden y limpieza en la unidad contribuirán a diminuir losriesgos de incidentes, accidentes, e incendios. Algunas recomendaciones son:

9.4.1 Equipo Contra Incendios:

• Mantenga buen acceso a los equipos de extinción de incendios. Nocoloque sobre o cerca de ellos equipos o materiales que pudierandificultar su uso durante una emergencia.

• Los extintores de incendios y monitores fijos contra incendios debenestar enlos sitios que se les ha asignado, identificados con pintura roja. Losmonitores deben estar disponibles con sus respectivas mangueras ypresión de agua.

• Los extintores deben colocarse en sus ganchos de soporte y no sobreel suelo. La corrosión al contacto con el suelo los deteriora rápidamenteconvirtiéndolos en equipos peligrosos.

• Los extintores usados deben ser recargados inmediatamente porla unidad de bomberos. El operador es responsable de reportarlos equipos usados y mantener la disponibilidad de estos.

9.4.2 Equipos de Protección Personal:

• Los equipos de protección personal usados para tomar muestras,operar equipos, deben guardarse en un sitio específico.

• El operador es responsable por mantener un inventario de los equiposque se necesitan en la unidad. Ejemplo: caretas, lentes, guantes,cilindros de oxígeno, etc. También debe asegurarse que estos equiposestén limpios y en buenas condiciones de uso.

• Los equipos de protección respiratoria autocontenidos serán revisadossemanalmente y deberán mantenerse en los sitios que le han sidoasignados. El operador es responsable por verificar que estén en ellugar indicado, listos para ser usados y llevar un reporte escrito de larevisión.

• El operador es responsable por mantener en condiciones óptimas deuso las duchas de emergencias y fuentes lava ojos.

9.4.3 Recomendaciones Generales:

• Los protectores de los acoplamientos de los equipos rotativos debenestar instalados.

• Los pasillos de la unidad, escaleras, plataformas en estructuras yequipos deben estar libres de obstáculos que dificulten la circulación delpersonal.

• El área de acceso a escaleras y salidas de emergencia se mantendrádespejada permanentemente.

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• No se usaran las subestaciones eléctricas como depósito demateriales; tampoco el área cercana alrededor de los transformadores.Las puertas de las subestaciones eléctricas se mantendrán cerradas yen buenas condiciones.

• El material de desecho como guantes, trapos, papeles, aleros, debecolocarse en los recipientes de basura que están en la unidad ya queconstituyen un riesgo de incidentes, accidentes e incendios.

• Los derrames de químicos, aceite lubricante o productos combustiblesdeben limpiarse inmediatamente. El operador es responsable por lainmediata corrección de estas condiciones.

• Los andamios y tablas deben retirarse de la unidad inmediatamente dehaber sido utilizados.

• No debe considerarse terminado un trabajo de mantenimiento mientraslas condiciones de orden y limpieza en el sitio de trabajo seaninsatisfactorias. El ejecutor del trabajo, mantenimiento o contratista esresponsable por mantener y dejar el sitio de trabajo limpio y ordenado.El operador será responsable de que esto se cumpla.

• Los cilindros de gases comprimidos usados en la operación de launidad se almacenaran al aire libre, amarrados en posición vertical y ensitios donde no constituyan un riesgo adicional de incidentes, accidentese incendios.

• No deben aceptarse en la unidad cilindros sin identificación adecuada.• Los cilindros de gases combustibles en la unidad será el mínimo

necesario para su operación y mantenimiento.• Las botellas para muestras se almacenaran en un sitio libre y seguro

donde no constituyan un riesgo de incidentes y / o accidentes.• Los tambores de aceite lubricante y químicos ser160n ubicados en un

área donde no dificulte la circulación de peatones, vehículos y que norepresente un riesgo de accidente.

• Los productos químicos usados en la unidad deben ser retirados delárea y almacenados en sitios identificados por la unidad ambiental.

• Los equipos de operaciones deben ser revisados frecuentemente paraobservar si hay señales de fugas, sobrecalentamiento o corrosión de talmodo que las condiciones de riesgo se puedan corregir antes queocasionen consecuencias serias.

• Los dispositivos de resguardo que están alrededor de los ejes móviles,correas de acoplamiento, que han sido removidas para hacerreparaciones al equipo, deben ser instalados al terminar el trabajo dereparación.

• Las herramientas, trozos de tuberías, aceros; nunca deben dejarsesobre plataformas o pasamanos de los equipos de operación donde sepuedan caer y ocasionar accidentes.

• Los cilindros de gas se deben guardar de tal modo que no se puedancaer. Las tapas de resguardo deben permanecer en su lugar sobre lasválvulas de los cilindros que no estén en uso.

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9.5 TRABAJOS DE REPARACION

Las siguientes consideraciones deben tomarse en cuenta antes de ejecutar trabajosde reparación.

9.5.1 Trabajos de Soldadura

• Todo trabajo requiere un permiso escrito emitido por Operaciones.• Labores de soldadura no están permitidas en tanques, tuberías u otro

recipiente, sin que se haya efectuado previamente una prueba de gasesinflamables o tóxicos en su interior.

• Antes de cortar una tubería ésta debe ser limpiada, neutralizada ydesgasificada utilizando para ello el medio mas apropiado: agua, vapor,nitrógeno.

• Antes de cortar y desconectar una tubería, es necesario que exista unaconexión a tierra para prevenir la formación de un arco eléctrico.

• Antes de emitir un permiso para realizar trabajo de corte / soldadura conequipo eléctrico o de acetileno, es necesario verificar que el equipo esté encondiciones óptimas, especialmente los cables, enchufes, conexiones atierra etc.

• El área de corte y soldadura debe mantenerse libre de materialesinflamables o combustibles.

• Cualquier trinchera, fosa, excavación, canales, que contenganhidrocarburos deben ser protegidas de chispas originadas por la soldadura/ corte con una cubierta de arena, lona humedecida con agua, cortina deagua, igualmente deben instalarse detectores portátiles de hidrocarburospara un monitoreo continuo.

• Cuando se ejecuten trabajos de corte y soldadura es importante observarla dirección del viento para evitar que las chispas puedan ser dirigidashacia materiales inflamables o combustibles.

• Los cilindros de acetileno y oxígeno nunca deben ser colocados cerca deuna tubería, equipos calientes o dentro de áreas confinadas.

• Los cilindros deben estar sujetados y ubicados en un sitio seguro.• Las máquinas de soldar deben mantenerse fuera de tanques y áreas

confinadas.• El uso de motores de combustión interna o a gasolina no está permitido en

el área interna del complejo, excepto cuando se tenga autorización escritadel departamento de Operaciones.

• Todos los motores de soldar deben estar provistos de un retenedor dechispas en el tubo de escape.

• Mantenga un extintor en el área del trabajo y otro en la máquina de soldar.

9.5.2 Trabajos Eléctricos y de Instrumentación

• Solicite la autorización escrita del trabajo al departamento de Operaciones.

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• Asegúrese que el equipo, tablero o dispositivo eléctrico este desconectado,luego instale candados.

• Coloque la tarjeta de seguridad a los equipos, tablero o dispositivo eléctricocon el fin de identificar que este desconectado. La tarjeta de seguridadtiene el propósito específico de indicar que el circuito eléctrico a que serefiere está fuera de servicio por la razón descrita brevemente en lamisma. Por ninguna razón debe ser removida sin el permiso escrito delSupervisor deOperaciones y bajo ninguna circunstancia debe ser cerrado el interruptor alcual está amarrada.

• Chequee la condición de las herramientas a usar en el trabajo.• Es obligatorio el uso del siguiente equipo de seguridad:

– Pisos aislantes.– Guantes aislantes.– Herramientas aislantes.– Botas aislantes.– Delantal frontal protector confeccionado con material aislante.– Protección para los ojos.

9.5.3 Trabajos de Excavación:

• Antes de solicitar autorización a operaciones para trabajos de excavación,el ejecutante conjuntamente con las unidades de mantenimiento eingeniería deben chequear los planos subterráneos del área de excavacióny firmar el formato de solicitud de permiso de excavación. La ubicaciónpropuesta de una zanja debe inspeccionarse cuidadosamente paradeterminar las áreas potencialmente peligrosas tales como instalacionesde servicios donde hay cloacas, conductos eléctricos que atraviesen opasen paralelamente a la zanja.

• Donde existan tales instalaciones debe determinarse su profundidad ymarcarse la ubicación aproximada.

• Acondicionar el área de la excavación para evitar derrumbes.• Se debe disponer de acceso a las excavaciones. Mientras se encuentre

en progreso el trabajo, la zanja debe de disponer de escaleras. Laescalera debe extenderse desde el fondo de la zanja hasta por lo menostres pies por encima de la superficie de la tierra.

• Las zanjas que cruzan el tráfico de transeúntes deben estar equipadas conpuentes, pasamanos y obstáculos. En todos los demás casos debenusarse resguardos u obstáculos a los lados de las zanjas o en su cercaníasegún lo requerido para proteger a los trabajadores y visitantes.

• Durante las horas de oscuridad deben usarse luces rojas y lámparas depilas contra explosión en áreas restringidas delante de todas las zanjas encaminos que crucen los mismos.

• En trabajos de excavaciones se requiere la presencia de una persona queesté alerta ante cualquier eventualidad que se presente.

• Cuando se realiza una excavación se debe estar atento por la posiblepresencia de pisos, tuberías, cables, trincheras eléctricas.

• Se deben respetar las recomendaciones emitidas en el permiso de trabajo0referente a como se debe realizar la excavación.

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9.5.4 Trabajos Mecánicos / Tuberías:

• No se debe hacer ningún trabajo sin un permiso debidamente autorizado yfirmado por Operaciones.

• Durante la realización de un trabajo mecánico o de tubería se debe utilizarel menor número de personas posibles.

• Se deben utilizar herramientas que no generen chispas.• No se podrá entrar a un recipiente hasta tanto haya sido adecuadamente

purgado y probado para asegurarse que esté libre de gases tóxicos oinflamables y hasta que se tenga un permiso escrito de entrada emitido porOperaciones.

• Antes de conectar una línea temporal se debe efectuar un análisis deriesgo.

• Las líneas que operan a una temperatura baja se pueden romper si sonsometidas a un esfuerzo indebido; por lo tanto, no golpee físicamenteéstas líneas y evite las condiciones de operaciones que pudieran causarun golpe de ariete al arrancar.

• No utilice destilados volátiles tales como gasolina o nafta para limpiarmaquinarias o para otro propósito de limpieza.

• El equipo no se debe dejar abierto durante la noche. Al final de cada día detrabajo se deben instalar discos o bridas ciegas para evitar la entrada depersonas o material volátil.

• Los cilindros de acetileno y oxígeno se deben cambiar de sitio a un área deseguridad designada, al final de cada día de trabajo.

9.5.5 Trabajos con Fuentes Radioactivas:

• Todo personal que utilice equipo productos de radiaciones o materialesradiactivos en cualquier operación o instalación de la empresa, debecumplir estrictamente con los procedimientos establecidos.

• Se debe obtener un permiso de trabajo firmado por Operaciones cuandose va a usar una fuente radiactiva.

• Se debe acordonar el área y colocar las señales de peligro de “zonas dealta radiación”

• Una vez acordonada el área, el operador del equipo de radiografía debevigilar que nadie accese al área restringida.

• Todo trabajo relacionado con el manejo de fuentes radiactivas móvilestales como las de Iridium 192 y la de Cobalto 60, debe hacerlo únicamentepersonal autorizado para ello.

• Todo trabajo relacionado con dichas fuentes, sea de exposición para tomarradiografías o para reemplazar fuentes, requiere el empleo de dosímetrosde bolsillo, dosímetros de película y medidor de niveles de radiación(medidor geiger)

• Las fuentes fijas son aquellas que se encuentran contenidas eninstrumentos de medición tales como analizadores de azufre, gravedadespecífica, detectores de nivel etc. Los trabajos de calibración ymantenimiento para estos

SECCION 9 SEGURIDAD


instrumentos deben hacerlo instrumentistas especializados que porten undosímetro de película personal.

• Todo el equipo de protección personal requerido para el manejo de fuentesradiactivas debe removerse antes de salir del área donde se empleanmateriales radiactivos.

• No se permite el ingreso de comestibles de ninguna clase al área dondese manejen fuentes radiactivas.

• Todo personal que haya estado en contacto con material radiactivo nodebe tocar ninguna clase de comestible hasta haberse lavado y removidode las manos todo residuo de isótopos radiactivos.

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9.6 EXPANSION TERMICA DE INTERCAMBIADORES

Los intercambiadores no están sujetos a fluctuaciones abruptas de temperatura. Elfluido no debe ser introducido violentamente cuando la unidad está fría. De igualmanera, no debe introducirse fluido frío en forma violenta cuando la unidad estácaliente.A continuación se describe un resumen del procedimiento de puesta en marcha y laparada de intercambiadores:

• Normas de operación:

Ante la puesta en operación de cualquier intercambiador, debe referirse a losplanos del intercambiador, hojas de especificación y la placa por posiblesinstrucciones especiales. Una secuencia impropia en los procedimientos depuesta en marcha y/o parada particularmente o en unidades de placas detubos fijos, pueden causar fugas del tubo a la placa de tubos fijos y/o en lasuniones de bridas atornilladas.

• Puesta en marcha:

Refiérase al Procedimiento de Puesta en operación de los intercambiadores.

• Parada:

Refiérase al Procedimiento de Parada de los intercambiadores.

Para prevenir el golpe de ariete, el condensado debe ser drenado de losintercambiadores o calentadores de vapor durante la marcha o parada delequipo.

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En una unidad de proceso es necesario practicar ciertos análisis a las corrientes deproductos y químicos que se utilizan para determinar si estos se mantienen dentro delos parámetros de especificación requeridos. Para tener éstos valores el operadordebe tomar muestras del proceso siguiendo las normativas que se nombran acontinuación:

• La toma de muestras en la unidad la realiza el operador con entrenamiento yexperiencia.

• En la unidad existen tomamuestras diseñados para manejar con seguridad elproducto a muestrear. No se deben usar drenajes o venteos.

• Se deben usar toma muestras del tamaño apropiado para evitar derrames osalpicaduras al personal.

• Nunca llene totalmente los contenedores de muestras, ya que la expansión dellíquido puede romper el envase.

• Cuando se toman muestras de productos a altas temperaturas o presión debehacerse lentamente y con precaución, usando el equipo de protección personalGuantes y Delantal de Amianto, Careta y Visera.

• No use recipientes de vidrio para tomar muestras de productos calientes si latemperatura final es mayor a 400C.

• Si el producto a muestrear es tóxico o irritante (H2S) o contiene éstos elementosen concentración significativa, debe usarse equipo de protección respiratoria.

• Al tomar una muestra, el operador debe ubicarse vientos arriba del toma muestra yevitar la inhalación de vapores provenientes de la misma.

• Cuando se muestrean hidrocarburos livianos GLP como el butano y propano, laexpansión del hidrocarburo congela el tomamuestras. No toque el tomamuestrassin protección. Las bajas temperaturas (congelación) también producenquemaduras.

• Los tomamuestras para estos productos tienen doble válvula de bloqueo paraevitar que el hielo que puede formarse por la expansión de ellos impida el cierrehermético del toma muestras.

• Las muestras de GLP y gases deben ser tomadas en cilindros de alta presión.

• Las muestras de nafta deben ser tomadas en botellas o en cilindros.

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• No deben usarse herramientas muy grandes para manipular las válvulas de lasconexiones del tomamuestras ya que el exceso de esfuerzo puede romper laconexión.

• Identificar apropiadamente el recipiente con la muestra. Además de ser unrequisito del laboratorio, previene a las personas que manipulan el recipiente sobrelas características del producto muestreado.

• Las muestras deben ser tomadas lentamente y con precaución. Refiérase a lasección No B.5 del Manual de Operaciones.

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9.8 MANEJO SEGURO DE MATERIALES VOLATILES, CORROSIVOS Y TOXICOS

Las reglas de seguridad que se dan a continuación tienen como propósito, proteger atodo el personal que labora en el Complejo de Mejoramiento de Crudo para evitar laocurrencia de incidentes o accidentes en el manejo de materiales volátiles,corrosivos, tóxicos y productos químicos.

• La mayoría de los gases de refinería, son dañinos para el ser humano.

• Los gases tóxicos son clasificados como asfixiantes o irritantes.

• Los gases asfixiantes o tóxicos pueden causar la muerte al reemplazar el aire quehay en los pulmones o reaccionando con el oxígeno presente en la sangre,ejemplo de estos son el sulfuro de hidrógeno, monóxido de carbono, gases dehidrocarburos.

• Los gases irritantes pueden causar lesiones no solo por asfíxia, sino también porquemaduras internas y externas.

• Los gases de hidrocarburos a altas concentraciones pueden causar asfíxia. Loslíquidos por su parte pueden causar irritación severa de la piel.

Para protegerse contra la inhalación de gases tóxicos e hidrocarburos y evitar elcontacto con productos corrosivos y tóxicos se deben tomar en cuenta las siguientesconsideraciones:

• Usar el equipo de protección respiratoria: Equipo Autocontenido.

• En caso de presentarse una fuga de gases tóxicos ubíquese en el lado contrariode la dirección del viento.

• No intente un rescate a menos que tenga un ayudante.

• La persona que va a realizar un rescate debe protegerse con el EquipoAutocontenido antes de ingresar al área contaminada.

• La víctima debe ser llevada hacia un lugar seguro inmediatamente después de serrescatada, se le debe suministrar respiración artificial de ser necesario y brindarleayuda médica inmediatamente.

• Para el manejo de sustancias corrosivas se debe usar Pantalla Facial, Guantes yChaqueta de Neopreno.

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• Antes de comenzar con el manejo de sustancias Químicas Corrosivas, eloperador debe conocer la ubicación de las Duchas de Emergencia y Fuentes LavaOjos.

• Cuando se manejen sustancias Químicas Corrosivas se debe disponer de unamanguera con agua para lavar el área en caso de producirse un derrame y reducirla emanación de vapores tóxicos.

• Evite el envío de sustancias químicas a los canales de drenaje.

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9.9 PREPARACION DE EQUIPOS Y TUBERIAS DE PROCESO

Esta sección tiene como objetivo dar los lineamientos generales para la preparaciónde los equipos de proceso para su inspección, limpieza o mantenimiento.

• Después que el contenido del equipo haya sido bombeado, y este último drenado,lavado, purgado y ventilado lo suficiente, todas las tuberías deben ser bloqueadas,desconectadas y aisladas con disco ciego.

• Antes de inspeccionar o reparar un equipo o tubería, estos se deben drenar,despresionar y aislar con bridas o discos ciegos, desgasificar, neutralizar, limpiary lavar.

• Aquellos equipos o tuberías que hayan manejado sulfuro de hidrógeno puedentener sulfuro de hierro, por lo tanto deben desplazarse con vapor, lavarse con aguay mantenerse humedecidos durante el proceso de apertura. Debe usarse gasnitrógeno para crear una presión positiva evitando asi la entrada de aire mientrasdure la instalación de ciegos y se complete la remoción del sulfuro de hierro.

• Cuando se trata de hornos y calderas se deben instalar ciegos en las líneas degas piloto y gas combustible, desplazar la cámara de fuego con vapor, quitar lastapas e instalar sopladores de aire para enfriar el material refractario y la cámarade combustión.

• Antes de iniciar la reparación del equipo o tubería, todas las tanquillas, drenajes,canales, sumideros deben ser cubiertos con lonas humedecidas con agua o papelasfáltico con arena.

Cuando se requiera reparar una tubería que no pueda aislarse con bridas o discosciegos, se deben usar tapones de goma que permitan un sellado hermético contra lapared de la línea con un respiradero a través del tapón para liberar la presión quepueda existir o producirse detrás del mismo. El respiradero debe ser visible y seextenderá a un mínimo de 15 metros del sitio donde se ejecute el trabajo. En éstoscasos se requiere un monitoreo continuo de hidrocarburos en el área adyacente, enlas conexiones del respiradero y alrededor del tapón.

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9.10 APERTURA DE EQUIPOS

Para la apertura de tuberías y equipos tales como bombas, compresores, tambores,tanques; se requiere del uso de equipos de protección personal, de la elaboraciónde un análisis de riesgos y de un procedimiento escrito el cual variará de acuerdocon el tipo de trabajo que vaya a efectuarse. Cuando se proceda a abrir tuberías oequipos hay que asegurarse que no haya riesgos de presión, temperatura opresencia de hidrocarburos o productos tóxicos.Se deben seguir las siguientes recomendaciones cada vez que se vaya a abrir unatubería o equipo:

• No proceda a realizar ningún trabajo de apertura de equipos o tuberías sin ladebida autorización del Supervisor de Operaciones mediante un permiso detrabajo firmado por él.

• Cumpla con todas las indicaciones especificadas en el permiso de trabajo.

• Verifique que el equipo esté bloqueado, cegado, despresionado, neutralizado,lavado y drenado.

• Disponga de mangueras con agua por posible presencia, de material pirofórico.

• Nunca se confíe cuando esté abriendo un equipo o tubería; hágalo conprecaución y lentamente. Si observa fuga ajuste nuevamente einmediatamente informe a Operaciones.

• Use herramientas adecuadas descritas en el permiso de trabajo firmado por elSupervisor de Operaciones y que no desprendan chispas en equipos o tuberíasdonde pueda haber hidrocarburos.

• Utilice el equipo de protección personal especificado en el permiso de trabajo.Durante la apertura de líneas o equipos que contengan H2S se debe utilizarequipo de Aire Autocontenido.

• Para abrir una brida se deben aflojar primero las tuercas mas distantes de labrida. En el caso inesperado de un escape a presión de líquido, vapor o gas,ajuste nuevamente e informe al personal de Operaciones.

• Una vez abierto el equipo se deben colocar avisos para evitar la entrada depersonas a su interior hasta tanto se tengan los resultados de las pruebas degases tóxicos e inflamables y el permiso de trabajo autorizado por el Supervisorde Operaciones.

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9.11 ENTRADA A ESPACIOS CONFINADOS

Los espacios confinados son recintos encerrados con aberturas reducidas ycondición natural de ventilación desfavorables. Entrar en espacios confinadospuede causar lesiones serias o la muerte debido a la existencia de sustanciastóxicas y contaminantes, atmósferas deficientes de oxígeno y productos omateriales inflamables. También la presencia de agentes físicos como ruido,temperaturas extremas, radiaciones; pueden ocasionar enfermedadesocupacionales o accidentes. A continuación se mencionan ejemplos de espaciosconfinados comúnmente encontrados en el Complejo de Mejoramiento de Crudo.

• Tanques de almacenamiento

• Torres

• Hornos

• Calderas

• Cloacas

• Zanjas

• Tanquillas

• Reactores

• Compartimiento de gabarras

• Fosas

• Tanques sépticos

• Tuberías

• Bodegas de barco

• Separadores API

El trabajo en un espacio confinado se puede realizar de una manera segura si secumplen las precauciones adecuadas y demás procedimientos diseñados a talefecto. En caso contrario pueden ocurrir lesiones o perdidas materialescuantiosas.

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En los espacios confinados pueden existir riesgos físicos que afectan la salud ocausan lesiones y la muerte; a continuación mencionamos algunos:

• Caidas ocasionadas por fallas estructurales del espacio confinado.

• Niveles de ruido excesivo proveniente de motores y herramientas los cualespueden producir perdida de la capacidad auditiva o interferencia en laconversación que impide la transmisión de mensajes durante operacionesriesgosas.

• Aplastamiento o trituración causados por derrumbes de zanjas entibadasinapropiadamente.

• Lesiones ocasionadas por descargas de vapor, químicos, aire y agua a altapresión en el interior del espacio confinado.

• Calor excesivo originado bien por la actividad que se realiza o por lascaracterísticas operacionales del equipo.

• Radiaciones ionizantes y no ionizantes correspondiendo la primera a laemitida por materiales radiactivos utilizados en ensayos no destructivos através de lagammagrafía y la proveniente de controles de flujo y nivel. La no ionizanteestácompuesta por las microondas, y la radiación ultravioleta e infrarroja.

• Iluminación deficiente que puede ocasionar caidas.

• Niveles de vibración excesivos los cuales pueden causar desequilibrio o fatigadel personal que labora sobre las estructuras afectadas.

• Situaciones anormales causadas por emisiones gaseosas, rayos, vientoshuracanados o lluviosidad excesiva.

• Derrumbes internos en una torre, chimenea etc.

• Deficiencia en construcción de andamios.

Para entrar a un espacio confinado se deben tomar en cuenta las siguientesrecomendaciones:

• El recipiente debe estar sin presión, vacío, cegado, purgado, ventiladosuficientemente e iluminado. Todos los accesos deben ser abiertos parafacilitar la circulación del aire en el interior.

• Se deben efectuar pruebas de suficiencia de oxígeno, explosividad y gasestóxicos.

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• La entrada al espacio confinado será autorizada por el Supervisor deOperaciones mediante la elaboración y firma de un permiso de trabajo.

• El número de personas que debe entrar a un espacio confinado debe serlimitado.

• Se debe utilizar el equipo de protección especificado en el permiso de trabajo.

• Toda persona que vaya a entrar a un espacio confinado debe estardebidamente entrenada y certificada. Se mantendrá en el exterior a untrabajador adiestrado y certificado para que alerte al personal en el interior delespacio confinado de las condiciones riesgosas y de emergencia que podríanafectar su seguridad.

• Se debe identificar el equipo como espacio confinado colocando avisos yletreros de advertencia en las bocas de visita.

• Previo al inicio de los trabajos debe establecerse un código de señales paracomunicarse dentro del espacio confinado con los que estén afuera.

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9.12 REMOCION DE VALVULAS DE SEGURIDAD

Normativas para el Manejo de las Válvulas de Seguridad

Las válvulas de seguridad son las últimas en actuar como protección de alivio de losequipos y tuberías de la unidad. En algunos casos con la finalidad de permitir laremoción de válvulas de seguridad se provee una válvula de seguridad de reserva y /o de repuesto. Al cambiar las válvulas de seguridad, el operador debe asegurarse quelas válvulas de bloqueo con candado de la válvula que deja en servicio queden enposición abierta de manera de dejar protegido el equipo o tubería.

• Todas las válvulas de seguridad que descargan hacia el sistema del mechurrio,tienen válvulas de bloqueo tanto en la línea de entrada como en la línea de salida.

• Todas las válvulas de seguridad que descargan hacia la atmósfera tienen válvulasde bloqueo solo en las líneas de entrada.

Para remover una válvula de seguridad defectuosa primero se deben cumplir lassiguientes condiciones:

• La unidad debe estar en condiciones normales de operación.

• Obtener un permiso de trabajo firmado por el Supervisor de Operaciones.

• Usar el equipo de seguridad que indique el permiso de trabajo firmado por elSupervisor de Operaciones. Si existe la posibilidad de presencia de H2S se debeutilizar el equipo de Aire autocontenido y éste se debe colocar antes de comenzarel trabajo.

• Asegurarse que la válvula a remover esté despresionada y drenada.

• Se debe reportar el cambio de la válvula, el nombre de la persona que hayaautorizado el cambio, la fecha, la hora y la razón.

• Las válvulas normal abierta y normal cerrada deben ser aseguradas con cadena ycandado.

• Cada operador debe asegurarse que las válvulas de bloqueo en las tuberías deentrada y salida de las válvulas de seguridad estén aseguradas abierta / cerradasy que la unidad está protegida en todo momento.

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9.13 HOJA DE DATOS DE RIESGOS DE MATERIALES (MSDS)

La información de las hojas de datos de materiales de riesgos (MSDS) para ésta

sección puede ser accesada en cada uno de los manuales de referencia en cada

unidad, localizados en las Salas de Control.

Refiérase a MSDS para los peligros de reacciones potenciales ó mezclas

inadvertidas de químicos peligrosos, incluyendo el DMDS y otros químicos en la

unidad.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.14 SISTEMAS DE ALARMA Y SU FUNCIONAMIENTO

La Unidad Hidrotratadora de Nafta está provista con varios sistemas destinados a la

seguridad, protección del personal y del equipo. Los cuales incluyen: sistema de

detección de gas combustible, sistema de detección de H2S, sistemas de alarma

sonoras y visibles, duchas de seguridad con instalaciones para el lavado de los ojos

y sistema de agua para combatir incendios.

El personal de la unidad debe conocer la ubicación de estos sistemas de seguridad

y estar debidamente entrenado en su utilización; por otra parte, es fundamental

establecer un programa regular de mantenimiento preventivo y de prueba de estos

sistemas para garantizar que estén en condiciones de operación en el momento que

sean necesarios.


Dentro de la unidad existen detectores de gas combustible para alertar acerca de la

presencia de cualquier cantidad excesiva de vapor aliviada. Consulte la Sección 9.3

para información adicional.


La unidad está provista de detectores de H2S para alertar al personal acerca de

concentraciones excesivas de H2S en el área. Consulte la Sección 9.3 para

información adicional.

9.14.3 Monitor de Incendios

SECCION 9 SEGURIDAD


Para actividades de protección contra incendios en la HDT de Nafta, directamente

adyacentes a la GRP existen séis combinaciones monitor de incendios / hidrante

asociados al sistema de agua para combatir incendios de la refinería. Consulte la

Sección 9.1.1 para información adicional.


En el área de la Hidrotratadora de Nafta, cerca de donde se emplean componentes

tóxicos en el proceso, están instaladas dos duchas de seguridad. Consulte la Sección 9.1.2

para información adicional.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.15 PRACTICAS DE TRABAJO SEGURO

9.15.1 Aplicación.

El programa debe establecer e implantar practicas de trabajo seguro. Estas prácticas

deben ser diseñadas para minimizar los riesgos asociados con las operaciones,

mantenimiento actividades de modificación y el manejo de materiales y sustancias que

pudieran afectar la seguridad o medio ambiente. Estas Prácticas de Trabajo Seguro

aplican a múltiples áreas y estarán en forma escrita (manuales de seguridad, estándares

de seguridad, reglas de trabajo, etc.). El programa debe proveer reglas a considerar en la

selección y evaluación de actuación de las empresas contratistas.

9.15.2 Ejecución segura de actividades de trabajo.

Las Prácticas de Trabajo Seguro para todo el personal, Incluyendo el contratista deben

establecer la forma segura de ejecutar las operaciones, mantenimiento y modificaciones,

incluyendo operaciones simultáneas. Las Prácticas de Trabajo Seguro deben cumplir

específicamente las siguientes funciones:

A. Apertura de equipos y líneas.

B. Aislamiento y etiquetado de fuentes de energía eléctrica y mecánica.

C. Trabajos en caliente y otras actividades que involucren fuentes de ignición.

D. Control de entrada a espacios confinados.

E. Operación con grúa y equipos pesados similares.

F. Operaciones de excavación.

9.15.3 Autorización.

SECCION 9 SEGURIDAD


Debe establecerse un sistema de permiso de trabajo para cada área de trabajo. El

sistema debe prever los medios para la comunicación adecuada de las actividades de

trabajo, incluyendo trabajos inconclusos, cambio de guardia y reemplazo de personal.

9.15.4 Control de materiales.

Deben determinarse, documentarse y comunicarse al personal apropiado, todas las

especificaciones de materiales, inventarios, separación, confinamiento y manejo de

materiales tóxicos o peligrosos que puedan afectar la seguridad del personal, las

instalaciones o afectar el medio ambiente.

9.15.5 Selección de la empresa contratista.

Al seleccionar empresas contratistas el supervisor debe obtener información referente a

las Prácticas de Trabajo Seguro incluidas en los programas de seguridad y protección

ambiental, su implantación y su funcionamiento.

SECCION 9 SEGURIDAD



9.16.1 PROPOSITO

El propósito del presente procedimiento es de proveer la organización y los

lineamientos claves para generar la respuesta oportuna y adecuada en cuanto al

control y mitigación de una emergencia que ocurra en las instalaciones del

Complejo de Mejoramiento de Crudo, de manera que el personal del complejo

responda en forma positiva a dichos lineamientos ante una situación de emergencia

que ponga en peligro su seguridad y/o su salud.

En el apéndice No 9.1 PS-SEG002-F1 se presenta un flujograma del proceso

donde se pueden identificar las etapas que componen el mismo.

9.16.2 ALCANCE

Este procedimiento abarca todas las emergencias que pudieran ocurrir durante la

operación del Complejo de Mejoramiento de Crudo, así como otras situaciones que

pongan en peligro la seguridad y/o salud del personal, y que han sido catalogadas

como:

• Liberación masiva de material tóxico y/o inflamable.

• Derrame o fuga de hidrocarburo dentro o fuera del área operacional que pueda

llegar al mar o a la quebrada de Hoces.

• Fuego/Explosión.

• Emergencias que requieran tratamiento medico.

SECCION 9 SEGURIDAD


• Rescate.

• Amenaza de colocación de artefacto explosivo.

• Terremoto, lluvias torrenciales, inundaciones, huracanes, etc.

• Disturbios civiles.

• Falla en los servicios críticos (vapor, electricidad, agua, aire, etc.)

9.16.3 DEFINICIONES

999...111666...333...111 Emergencia

Aquella situación que pudiera poner al complejo, sus empleados o las

comunidades vecinas en peligro, la cual demanda acción inmediata.

999...111666...333...222 Emergencia mayor

Cualquier condición que pone en peligro la vida de las personas, la

integridad de la propiedad y el ambiente y que rebasa los recursos de control de la

facilidad, necesitándose ayuda interna.

999...111666...333...333 Emergencia menor

Cualquier condición que sin poner en peligro la vida de las personas,

represente daños a la propiedad y al ambiente y que está dentro de la capacidad

de control de la facilidad.

999...111666...333...444 Contingencia

Evento indeseado que tiene el potencial de crear graves lesiones y/o perdidas de vidas o

propiedades y tiende a producir perturbaciones dentro

SECCION 9 SEGURIDAD


y/o fuera de la instalación y requerir el uso de recursos externos de la empresa (ayuda

mutua, bomberos municipales, otros).

999...111666...333...555 Comando de Incidentes

Organización responsable de coordinar todas las acciones y procedimientos que

involucren el control y la eliminación de la emergencia al

activarse el plan de emergencia.

999...111666...333...666 Comandante de Incidentes

Es el encargado de establecer los objetivos, prioridades, estrategias y dirección

de los recursos para el control efectivo de una emergencia.

9.16.3.7 Centro de Control

Area designada por la organización como centro de coordinación de respuesta

ante emergencias.

9.16.3.8 Evacuación

Abandono por parte del personal del área afectada por una emergencia.

9.16.3.9 Sitio de Concentración

Area designada por la organización como sitio seguro fuera de la instalación.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.4 REFERENCIAS

- API RP 750 “ Management of Process Hazard “.

- API RP 75 “ Development of a Safety and Environmental Program for Outer

Continental Shelf Operations and Facilities “.

- OSHA 1910.119 “ Emergency Planning and Response “.

- PDVSA “ Las Normas de Diseño de Prevención y Protección contra Incendios “.

- PDVSA “ Guía para la Elaboración de Planes de Emergencia “.

- COVENIN 823 “ Guía Instructiva sobre Sistemas de Detección, Alarma y Extinción de

Incendios “.

- NFPA 424 M. Airport / Community Emergency Planning.

- Procedimiento No. PZ/08P/002 “Plan de Emergencias de Petrozuata”

9.16.5 REQUERIMIENTOS GENERALES

• Comandante de Incidentes

Para efecto de este procedimiento el Gerente del Complejo de Mejoramiento de

Crudo será el Comandante del Comando de Incidentes, integrado de acuerdo al

apéndice No 9.2 PS-SEG002-F2; en su ausencia el Gerente de Operaciones

asumirá la posición.

SECCION 9 SEGURIDAD


El Comando de Incidentes será activado solamente por el Gerente de Operaciones o

por el Gerente de la Instalación en emergencia.

9.16.6 Etapas del Proceso

9.16.6.1 Detección y Notificación Inicial

Cualquier persona del Complejo de Mejoramiento de Crudo podrá hacer una

notificación de emergencia de cualquiera de las consideradas en el alcance de este

procedimiento.

Esta notificación será realizada a través de la Sala de Bomberos, extensión 7711 o

por las oficinas de Protección Física, extensiones 7740 al 42.

En el apéndice No. 9.5 PS-SEG002-F5 se presenta el flujograma de proceso

por cada tipo de emergencia como una referencia rápida en caso de presentarse

una situación de las consideradas en este procedimiento y/o como guía para el

adiestramiento.

El empleado deberá proveer toda la información necesaria para que sea llenado el

formato correspondiente de acuerdo a la notificación(Apéndices Nos 9.3 PS-

SEG002-F3 y 9.4 PS-SEG002-F4) y de inmediato se procederá a notificar la

situación detectada al Coordinador de Prevención de Incendios y al Supervisor de

Guardia del área en emergencia.

SECCION 9 SEGURIDAD


Para las facilidades del Complejo de Mejoramiento de Crudo se ha

establecido el Sistema de Notificación de Emergencia para alertar al personal de una

emergencia dentro o fuera del área operacional.

Este sistema podrá ser activado a través de los siguientes dispositivos:

• Alarma Sonora

• Alarma en los Buscapersonas

• Frecuencia de Emergencia en los Radios

Para la notificación de la emergencia a través del sistema sonoro del complejo, se

ha establecido un código de acuerdo al tipo de emergencia presentada y estas

están definidas en el apéndice No 9.6 PS-SEG002-F10.

Para la notificación de emergencia a través de los buscapersonas, el

Complejo de Mejoramiento ha establecido un sistema de código de

emergencia de 6 dígitos, tal como se define en el apéndice No 9.7 PS-SEG002-

F11.

Para los efectos de notificación de la emergencia, se deberá establecer un orden

de prioridades para su información, siendo necesario disponer de un listado que

indique el número de teléfono de oficina, habitación, celular, buscapersonas

(Apéndice No 9.8 PS-SEG002-F12).

9.16.6.2 Movilización de Personal y Recursos

Las siguientes acciones deberán ser tomadas por el Coordinador de Prevención

de Incendios durante el curso de una emergencia a fin de garantizar la apropiada

protección contra los riesgos químicos y físicos del personal bajo su

responsabilidad que se moviliza en la emergencia:

• El personal bajo su responsabilidad deberá disponer de los siguientes equipos de

protección personal, en caso de equipos adicionales el Coordinador de Seguridad

Industrial deberá especificar el equipo necesario:

SECCION 9 SEGURIDAD


• Detectores de Gases Inflamables y de H2S

• Cascos/Lentes de Seguridad

• Respiradores/Cartuchos

• Botas de Seguridad

• Extintores

• Monitores Transportables

• Kit de Primeros Auxilios

• Aire Autocontenido

• Cilindros de Repuestos

• Aire Respirable

• Monitor de Estrés Calórico

• Medidores de Radiación

• Mangueras contra Incendio

• Espuma Concentrada

• Resucitador

• Contador Geiger para Radiación Gamma y de Neutrones

• Equipos de Control de Derrames (barreras, desnatadores, tanques flotantes,

lanchas, chalecos salvavidas, etc.)

A solicitud del Comando de Incidentes, el personal de la puerta principal del

complejo o el representante del departamento de seguridad industrial, podrá

llamar al Comité de Ayuda Mutua a través del teléfono 95-28220 y proveerá toda la

información necesaria para la asistencia requerida.

9.16.6.3 Limpieza y Remediación

Una vez finalizada la emergencia y la alarma sonora así lo indique, los operadores de

la unidad o del área serán responsables por descontaminar el área donde ocurrió la

emergencia y de garantizar que esta área es segura para todos los ocupantes de la

misma.

SECCION 9 SEGURIDAD


El Coordinador de Asuntos Ambientales será responsable por determinar el área que

se usará para la descontaminación de todos los equipos y herramientas usados

durante el control de la emergencia, así como del manejo y disposición de desechos

peligrosos, hidrocarburos, zonas impactadas negativamente, etc..

9.16.6.4 Investigación

Una vez finalizada la emergencia y el Comandante de Incidentes declare el área

segura, la Gerencia del Complejo de Mejoramiento de Crudo nombrará un comité de

investigación que se encargará de determinar las causas raíces que dieron origen a

la emergencia y establecer las recomendaciones y acciones derivadas de dicha

investigación.

9.16.6.5 Adiestramiento (Lecciones Aprendidas y Simulacros)

Realizada la investigación de la emergencia y determinadas las causas

raíces, así como las desviaciones surgidas durante las etapas que componen el

proceso de Respuesta y Control de Emergencia, las recomendaciones y acciones

derivadas de la investigación serán utilizadas como insumo en la divulgación a todos

los niveles del personal del Complejo de Mejoramiento de Crudo.

Como reforzamiento al adiestramiento y a la comprobación de las habilidades del

personal para dar respuesta ante una emergencia, será necesario programar la

realización como mínimo de (02) simulacros al año. El simulacro debe ser

presenciado por observadores y evaluadores y los resultados deben ser discutidos

en forma inmediata con el dueño de la instalación y el informe deberá ser elaborado

en un lapso no mayor de (02) semanas.

El Gerente de Seguridad Industrial será responsable por coordinar estos ejercicios

así como la evaluación de los resultados.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.7 Responsabilidades

9.16.7.1 Comando de Incidentes

La organización responsable por asumir el comando de la emergencia estará

representada por el denominado Comando de Incidentes (CI), el cual se ha

establecido para maximizar en forma eficiente los recursos tanto del Complejo de

Mejoramiento de Crudo como los recursos externos necesarios para:

. Proveer la notificación oportuna de la emergencia.

. Proteger a los empleados y contratistas.

. Efectividad en el manejo y control de la emergencia. Prevenir y/o minimizar

daños a propiedades, perdidas de las instalaciones, daños a terceros y/o al

ambiente.

• La organización establecida para el Complejo de Mejoramiento de Crudo se

presenta en el apéndice No 9.2 PS-SEG002-F2.

Cuando se active el Comando de Incidentes, los integrantes deberán reportarse

tan pronto como sea posible o llamar al Salón de Reunión del Comando discando

el número XXXX.

• En caso de ser necesario personal adicional para una respuesta efectiva a la

emergencia, el Comando de Incidentes solicitará activar el sistema de llamada de

Ayuda Mutua – Pequiven por el teléfono 95-28220.

9.16.7.2 Coordinador de Prevención de Incendios

• Es responsable por la formación y coordinación del Comando de Operaciones

Tácticas para el control de la emergencia.

• Es responsable por comunicar al Gerente de Higiene y Seguridad Industrial todo

lo relacionado con el desarrollo de la emergencia.

SECCION 9 SEGURIDAD


• Es responsable de que todo el personal encargado de la emergencia utilice el

equipo adecuado de protección personal, incluso el equipo de aire autocontenido

cuando así la emergencia lo requiera.

• Con el apoyo de la Gerencia de Protección Física, es responsable de aislar el

área de la emergencia y no permitir la entrada de ningún otro personal no

autorizado para el manejo de la emergencia.

• Es responsable por descontaminar todos los equipos usados durante la

emergencia e incluso los equipos de protección personal.

9.16.7.3 Departamento de Seguridad Industrial

• Es responsable de evaluar mediante mediciones tan pronto como sea posible, el

perímetro de la emergencia, para garantizar que la colocación de las barricadas

proporcione un área segura.

• En caso de que en la emergencia estén envueltas sustancias químicas, es

responsable de consultar las hojas toxicólogicas del producto involucrado

(MSDS), para asegurar la efectiva protección del personal y el manejo adecuado

del producto.

• De ser necesario el uso de agua contra incendio en líneas revestidas con

aislamiento térmico, es responsable de que se tomen las precauciones

necesarias para evitar la liberación de fibras al ambiente.

9.16.7.4 Departamento de Asuntos Ambientales

• Es responsable conjuntamente con el departamento de seguridad industrial,

de asegurarse que las sustancias químicas envueltas en una emergencia sean

almacenadas y dispuestas correctamente, en cumplimiento con la normativa

legal vigente.

SECCION 9 SEGURIDAD


• En caso de derrames de hidrocarburos, será responsable de asesorar al

comandante de incidentes en todo lo relacionado con posibles trayectorias de la

mancha, de los impactos ambientales del derrame y de la posterior limpieza y

remediación.

• Si se amerita, será responsable de contratar empresas consultoras

especializadas en el área de control de derrames y remediación.

• Es responsable de asesorar y adiestrar a la Gerencia de Operaciones en el

manejo de los equipos utilizados y en las técnicas de combate y control de

derrames de hidrocarburos.

• Es responsable a través del oficial de seguridad radiológica de dirigir y

controlar las emergencias radiológicas de acuerdo con el procedimiento No. PS-

AMB-016.

9.16.7.6 Unidad Operacional en Emergencia

• Es responsable de la activación de la alarma sonora de su unidad.

9.16.7.7 Supervisor de Guardia

• Verificar que todo el personal de su planta se haya reportado así como el personal

contratista y visitantes que han ingresado a la instalación.

• Deberá reportarse al gerente de la instalación o de ser necesario al Comando de

Incidentes(CI).

• El Supervisor de Guardia será responsable por evaluar la magnitud del

evento, de coordinar las operaciones iniciales de control de la emergencia y de

diagnosticar como esta puede afectar el resto de las facilidades del complejo y

al ambiente, o por el contrario, continuar con el resto de las operaciones en

forma segura.

9.16.7.8 Operador de la Unidad

SECCION 9 SEGURIDAD


• Reportarse a la Sala de Control y recibir instrucciones del Supervisor de Guardia.

9.16.7.9 Brigada de Bomberos Voluntarios

• De ser necesario, los empleados pertenecientes a la Brigada de Bomberos

Voluntarios deberán reportarse en la Estación de Bomberos en espera de

lineamientos emanados por el Coordinador de Prevención de Incendios.

9.16.7.10 Contratistas

• Deberán evacuar inmediatamente el área y trasladarse al sitio de reunión

preestablecido. El supervisor de la contratista deberá verificar que su personal

esté completo y esperar instrucciones emanadas del Comando de Incidentes.

9.16.8 AUDITORIA

Un plan de respuesta y control de emergencia nos permite orientar un flujo de

acciones y el manejo operacional que deben acometer las diferentes gerencias u

organizaciones involucradas en forma directa o indirecta, o como apoyo para

atender eventos indeseados y generar respuesta efectiva, oportuna y adecuada de

acuerdo a los intereses de la organización, que den como resultado el controlar y

eliminar la emergencia. El proceso de Respuesta y Control de Emergencia(RCE)

deberá ser revisado y/o auditado cada tres(03) años (Ver apéndice No 9.10 PS-

SEG002-F18.Tabla de Revisión Histórica), a fin de verificar que los lineamientos de

dicho proceso se cumplen y que las recomendaciones / acciones de mejoras

derivadas del mismo han sido implantadas o están en proceso de implantación. En

el apéndice 9.9 PS-SEG002-F17, se presenta una lista de verificación para la

auditoría del referido procedimiento. La auditoría deberá ser conducida por un equipo

multidisciplinario (participantes internos/externos) con o sin experticia en respuesta

y control de emergencia.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9 APENDICES

9.16.9.1 PS-SEG002-F1 Flujograma del Proceso “Respuesta y Control de

Emergencia”

.Alarmas de campo y radio.

Alarmas en sala de control.

Observador solicita ayuda.

Fuego y Toxico Detectores de gas.

Opciones deInformacion

InformarEmergencia

Tipo deEmergencia

IdentificarComando deIncidentes

PrimeraRespuesta

Evaluar ycomunicar estadodel incidente yseveridad.Pronosticar ycomunicar potencial deriesgos.

Movilizarrecursos propiospara respuestade emergencia(Equipos,bomberosprofesionales yvoluntarios)

MovilizarComando deIncidentes.

Establecerdefensivaaproximada.

OfensivaAproximada

Sonsuficienteslos recursos

movilizados y laestrategia planificada

es completa parasoportar

aproximadala ofensiva

Estael areasegura

Seamerita

activar plande ayudamutua.

Comando deIncidentesactiva plande ayudamutua.

Comando deIncidentes yplan de ayudamutua mitiganla emergencia.

Comando deIncidentesmitiga laemergencia.

Comando deIncidentescomunica que todo esta limpio.

Desmovilizarrecursos pararespuesta deemergencia.

Iniciarinvestigaciondel incidente.

Limpieza yRemediacion

LeccionesAprendidas

DistribuirReporte

Distribuir

Inspeccionen sitio.

NO

SI SI

SI

NO

NO

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9.2 PS-SEG-002-F2 Organización del “Comando de Incidentes”

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9.3 PS-SEG002-F3 Documento de Notificación Inicial

1. Fecha: Hora: AM / PM

2. Nombre del empleado que realiza la llamada: Telefono No. ( )

Posicion/ Tipo de llamada:

Gray Flores Jay Bogadi William López

Planificación

Larry Aune

Operaciones Logística

Alexander Gutierrez

Finanzas

Silvia Méndez

Bomberos Profesionales

Bomberos Voluntarios

Materiales

Documentación

Ingeniería

Ambiente

Desmovilización

Comunicaciones Pagos

Costos

Avalúos

Comandante de Incidentes

Tomás Lovera

IntegridadFísica

Luis Méndez

Interrupcióndel negocio

Miguel Otaiza

SeguridadIndustrial

ComandanteDelegado Información Legal Laboral

Procesos

Reparaciones

Control de Emergencia

Reclamos y Demandas

Alimetación y Alojamiento

Especialistas/Técnicos

Seguridad Industrial

Compras

Médicos

Coordinadores de P.C.I

Contratos

Vigilancia

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9.4 PS-SEG002-F3 Documento de Notificación Inicial

SECCION 9 SEGURIDAD


Documento de NotificacionInicial Pagina

2Informacion Adicional(Evaluacion,Medios,Ambiente,Otras sustancias quimicasinvolucradas,etc.)

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9.5 PS-SEG002-F4 Formato para Amenaza de Colocación de Artefacto

Explosivo.

AMENAZA DE COLOCACION DE ARTEFACTO EXPLOSIVOFECHA DE LA LLAMADA

HORA DE LA LLAMADA

INTERLOCUTOR O GRUPO QUE REPRESENTA

MOTIVO DE LA AMENAZA

HORA DE LA DETONACION

LUGAR DE LA DETONACION

DANOS POTENCIALES

INFORMACION SOBRE EL INTERLOCUTOR

SEXO

ACENTO

CARACTERISTICASESPECIALESDE LA VOZ

RUIDOS DE FONDO EN LA COMUNICACION

OBSERVACIONES

HORA DE FINALIZACION DE LA LLAMADA

NOMBRE

: am pm

Simulada

Nerviosa

Otras

Real

Calmada

Foraneo Regional

Masculino Femenino

Menor Joven Adulto Mayor

/ /

:

:

am pm

am pm

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9.6 SEG002-F5 Flujograma Procedimiento de Notificación de Emergencia.

.

----------------------

.

FUEGO RESCATE OTROS

Activadosistema deBuscapersonas.

Activado Plan deAyuda Mutua.

Activar sistema deBuscapersonas.Ver anexo 6.

Activar sistema deBuscapersonas.Ver anexo 6.

Ver anexo 6

Activado sistema de llamadas interna

Para todas las emergencias excepto “Asesoria”.Llamar desde cualquier telefono de la planta.NOTA: Para “Asesoria” llamar al telefono XXXX.NOTA: El sistema de radios del CMC puede usarse como alternativa de notificacion de emergencias.

El que llama debe explicar claramentela situacion:1. Nombre 2. Unidad y/o Cargo3. Tipo de Emergencia4. Sustancia Quimica Involucrada5. Duracion de la Condicion

Personal responsable de acceso a lainstalacion notificara al personal deplanta y/o Comando de Incidentesde las condiciones de la emergenciay/o acciones.

Activadoequipo deemergencia

Alarmasonora deemergenciaVer anexo 5

Anunciar enfrecuenciade radio y ensistema dealarmas deoficinas.

ActivadosBuscapersonasde Brigadacontra Incendio

TRATAMIENTOMEDICO/EMERGENCIA

Notificar:.Fecha del Accidente..Servicio de Ambulancia..Respuesta deEmergencia..Otros

Notificar arepresentante deRecursos Humanos

INCIDENTE CONMATERIAL PELIGROSO

Liberacion masiva deproducto inflamable.

Liberacion masivade gases toxicos.

Alarma sonora de emergencia.Ver anexo 5

Alarma sonora de emergencia.Ver anexo 5

Anunciar en todaslas frecuencias deradio y en el sistemade alarmas de oficinas

Anunciar en todaslas frecuencias deradio y en el sistemade alarmas de oficinas

ActivarBuscapersonasdel Equipode Rescate.

Notificar:.Fecha del Accidente..Servicio de Ambulancia..Respuesta deEmergencia..Otros

Notificar aRecursos Humanos.

Personal responsablede acceso a la plantaseguira los planesestablecidos y avisara al personalapropiado paraatender la emergencia.

NOTA: Referirse a la Respuesta Especifica de Emergencia indicada en “negrillas”.

Llamar y notificar al personal del portonprincipal que el area esta toda limpia.

Cualquier persona que detecte un escape de gases toxicos, incendio o lesionado debera informarsiguiendo los canales regulares de operacion:

----------------------------------------------------------------------------- al personal de operaciones. (Nombre y Progresion)

Hay un ------------------------------------------------------------- en -------------------------------------- (Escape de sustancia toxica,incendio o lesionado) (Fuente o Localizacion)

El material liberado es y va hacia ----------------------------------. Tomar las correctas precauciones. (Hacia donde se dirige)

SECCION 9 SEGURIDAD


9.16.9.7 PS-SEG002-F6 Flujograma Procedimiento de Respuesta de Emergencia

para Incendios.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.4 PS-SEG002-F7 Flujograma Procedimiento de Respuesta a Incidente con Material

Peligroso.

NO

Establecer I.C.S.Evaluar incidente yrecursos utilizados .

SI

Derrame de productoo material peligroso .

Liberacion de gastoxico/peligroso.

Liberacion de vaporesinflamables.

Operadores

UnidadesAfectadas

UnidadesAdyacentes

Equipos de aireautocontenidos(SCBA)

Area Afectada

NO SI

Parar todos losequipos y trabajosde mantenimiento .

Abreviacion de Terminos

Reporte de Incidente para Procedimientode Notificacion de Emergencia para elComplejo de Mejoramiento de Crudo.

Incendio/Alarma deincendio activada

Hacer referenciaa respuesta paraincendio y/oalarma de incendioactivada.

Equipo paramaterialpeligroso.

Puede un incidenteser gerenciado enforma segura?

Evacuar el areay esperarinstruccionesadicionales

Seguir S.O.P.para mitigarincidentes.

Es posible aislarlas en formaremota de la fuente delincidente.(Sala de Control,Sub-estacion, etc)

Evacuar personalno esencial.

Equipos de aireautocontenidos(SCBA)

Evacuar a unarea segura.NormalmenteSala de Control.

Evacuar personalno esencial.Hacer referenciaal “ Plan deEvacuacion “.

Si el incidente esta fuera decontrol/ o del conocimientodel personal de operacionesdebe ser activado el“ Comando de Incidentes “.

Contratista y personalno esencial.

Evacuar areade reunion

Los supervisores deben:1. Contabilizar su personal.2. Reportar cualquier empleado faltante al Departamento de Seguridad Industrial.3. Informar donde estaba la ultima vez que lo vio. Referencia:“ Plan de Evacuacion”

Radios monitores,Buscapersonas,etc, parainstrucciones adicionales.

Intentar en formasegura alejarlos dela fuente delincidente. ICS= Sistema de Comando de Incidentes

SOP=Procedimiento de Operacion EstandarPPE=Equipo de Proteccion Personal

SECCION 9 SEGURIDAD


9.5 PS-SEG002-F8 Flujograma Procedimiento de Respuesta para Tratamiento

Medico/Emergencia.

SI

`

SINONO

NO

NOSI

SI NO

El que llama debe explicar:1. Condicion de la Emergencia.2. Localizacion de las victimas.3. Numero de victimas.

Personal del porton principal debe llamar una ambulancia y al E.R.S.

Porton principal debe llamarequipo de primera respuesta.

Informan al porton principal quenecesitan ambulancia adicional.

Estabilizan paciente y lo preparan para transportarlo de emergencia.

Personal de primera respuesta sepresentan directamente en sitio.

EmpleadoUpgrader.

Empleado Contratista

Contratista hara arreglospara tratamiento medico.

Completar reporte de incidente y enviar al administrador decontratos Upgrader.

Reportar la emergencia desdecualquier telefono de la planta.El sistema de radio puede usarse como alternativa denotificacion de emergencia alporton principal del Complejode Mejoramiento de Crudo.

Horario normal de trabajo Trabajador Contratado.

Empleado requiere serrelevado desu trabajo.

Empleado desea ser trasladado al hospitalen ambulancia?

Empleado completaen sitio el reporte.

Empleado retorna al trabajo

Empleado revisacuando es el proximochequeo medico.

Empleado retornaal trabajo.

Contactar inmediatamente alGerente de Produccion quiennotificara al supervisorinmediato del empleado,recursos humanos y alDepartamento de Seguridad.

TratamientoMedico.

Condicion deEmergencia.

CualquierEmpleado

Los especialistas en respuestade emergencia deben dirigirseal sitio de la misma.

Empleado Upgrader

SI

Unavictima

Mas de una victima

Si la situacion se tornaseria porton principalllama a una ambulancia.

Recursos Humanos notificara alconyuge/miembros de la familiasiguiendo el procedimiento deNotificacion de Emergencias deUpgrader.

Completa forma de tratamientomedico y envia copia alDepartamento Medico.

Completar reporte deincidente y enviar aladministrador decontratos de Petrozuata.

Lesion menor requiere solamenteprimeros auxilios y tratamiento.

Reportar alDepartamentoMedico paratratamiento.

Reportar a la sala de primerosauxilios del Departamento deSeguridad. Especialistas enRespuesta de Emergencia aplican primeros auxilios.

Empleado sesiente emfermo.

Lesion requirioprimeros auxiliosmenores y tratamiento.

Empleado debedejar constanciaque se trasladapor sus propiosmedios a unhospital o clinica.

Personal deprotecciondebe llamara unaambulancia.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.5 PS-SEG002-F9 Flujograma Procedimiento de Respuesta para Situación

de Rescate.

SITUACION DE RESCATE

Hacer la propia notificacion para el Procedimiento de Notificacion de Emergencia.

Rescate a nivel de piso Rescate en espacio confinado Rescate en estructura/angulo elevado.

En primera respuesta el rescatista determinara rapidamente la magnituddel incidente y solicitara apoyo del personal apropiado si se amerita.

Requiere el rescatista de tecnicas y equiposespeciales para atender el incidente ? .

SI

Equipo de Rescate debera:Establecer I.M.S.Evaluar incidente y recursosutilizados.

Respuesta a alarma para rescate a nivel inferior del piso.

Evacuar el area y esperarinstrucciones adicionales.

Seguir S.O.P. para atender incidentes.

Primera respuesta del rescatista es estabilizar la victima.

Personal bien informado del incidente y/o victimadebe quedarse en un area segura cerca de la escenapara dar informacion vital a los rescatistas. Todopersonal no esencial debe permanecer alejado delarea del incidente.

NO

Notificar al porton principal paraactivar el Equipo de Rescate.

SI NO

Puede un incidente sergerenciado en forma segura?

SECCION 9 SEGURIDAD


9.6 PS-SEG002-F10 Código de Alarma para el Procedimiento de Respuesta y

Control de Emergencia.

Nivel Codigo de Alarma Acciones

Aviso/Solo Informacion

Fugas

Lugar de Refugio

Evacuacion

Fuego

Fin de la Emergencia

Sin Codigo

. Validar con el operador de la unidad

. Estar atento a cualquier olor a humo inusual en el area.. Si hay posibilidad de exposicion a sustancias riesgosas usar el equipo de proteccion personal.

2 pitos con duracion de 10 segundos

1 pito de 10 segundos y 3 pitos de 3 segundos

. Si hay posibilidad de exposicion, use su equipo de proteccion personal.. Muevase vientos arriba hasta la Sala de Control o a un area segura.. Nunca entre en la nube de gas o humo.

. Si hay posibilidad de exposicion, use su equipo de proteccion personal.. Muevase vientos arriba hasta la Sala de Control o a un area segura.. Nunca entre en la nube de gas o humo.

3 pitos con duracion de 3 segundos; 3 veces

5 pitos con duracion de 1 segundo

. Mantengase fuera del area del fuego.

. Muevase vientos arriba a un area segura.. Dependiendo de la naturaleza y tamaño del incendio, una evacuacion podria ser requerida.

3 pitos de 10 segundos. Cheque con el operador del area antes de reiniciar las labores normales de trabajo.

. Validar con el operador de la unidad.

. Estar atento a cualquier olor a humo inusual en el area.. Si hay posibilidad de exposicion a sustancias riesgosas usar el equipo de proteccion personal. Muevase en direccion vientos arriba a un area segura y comuniquese con su supervisor.

SECCION 9 SEGURIDAD


9.7 PS-SEG002-F11 Código de Alarma para Buscapersonas del Procedimiento de

Respuesta y Control de Emergencia.

Paso 1

Nota: Los 2 primeros números

indica el tipo de

Emergencia/Grupo Activado

01- Aviso02- Solo Información03- Fuga/Derrame04- Evacuación05- Refugio06- Fuego07- Solo la Brigada de Prevención de Incendios08- La Brigada de Rescate y la Brigada de

Prevención de Incendios09- Solo la Brigada de Rescate10- Los de Guardia11- El Comando de Incidentes12- Amenaza de Bombas13- Fin de la Emergencia00- Prueba

Paso 2

Nota: Los 2 segundos números

indica el tipo de evento

01- Nube de hidrocarburo pesado02- Nube de hidrocarburo03- H2S04- SO2/SO305- Cloro

06- Derrame masivo de hidrocarburo en CMC 07- Derrame de hidrocarburo en Hoces 08- Derrame de hidrocarburo en el mar

33- Bomba88- Prueba00- Prueba

Paso 3

Nota: Los terceros 2 números indica la fuente de la emergencia

Area A Area B Misc01- Coquer 05- Manejo de Coque 48- Chimeneas02- HDS 06- Tratamiento de efluentes 50- Toda las plantas03- CD 42- Mechurrio 55- Amenaza de Bombas04- VD 47- Calderas 00- Prueba

SECCION 9 SEGURIDAD


9.8 PS-SEG002-F12 Números Telefónicos de Contacto para Notificación de la

Emergencia.

NAME POSITION EXT. CELL HOME LOCATION

Nombre Cargo Ext. Celular Habitacion Ubicacion

Warren Hairford General Mgr 7096 (014)9815608 081-817774 Puerto La Cruz

Freddy Diaz Security Mgr 7037 (014)9815601 081- Puerto La Cruz

Fernando Rodriguez Shea & Ext. Affairs Mgr 7144 (014)9815612 081-812523 Puerto La Cruz

Tomas Lovera Upgrader Mgr 7107 (014)9815610 081-813478 Puerto La Cruz

John Mitcha Project Mgr 7100 (014)9815990 081-821504 Puerto La Cruz

Robert Brennan Drilling Mgr 7054 (014)9815614 081-811859 Puerto La Cruz

Amos Smith Production Mgr 7157 (014)9815615 081-818914 Puerto La Cruz

Alexander Marin Prod Opns Mgr 7193 (014)9846904 083-307280 Pariaguan

Eduardo Cartaya Public Affairs Mgr 7292 (014)9815600 081-677191 Puerto La Cruz

Sonia Prieto General Counsel 7135 (014)9815611 081-678993 Puerto La Cruz

Jeff Stanat Technical Services Mgr 7158 (014)9815616 081-810943 Puerto La Cruz

Jay Bogadi Operations Mgr 7270 (014)9815609 081-813267 Puerto La Cruz

Juan Matheus Production Fac Proj Mgr 7113 (014)9815619 081-815935 Puerto La Cruz

Mike Elliott Upgrader Proj. Mgr 7458 (014)9057063 02-9933889 Jose

Tom Martin Logistics Supervisor 7111 (014)9815989 081-813368 Puerto la Cruz

Al Brushwood Business/Finance Mgr. 7059 (014)9815603 N/A Puerto La Cruz

Grisel Marrero SHEA Coordinator 7110 (014)9815666 N/A Puerto La Cruz

Numeros Telefonicos Contacto Contact Telefhone Numbers

SECCION 9 SEGURIDAD


9.8 PS-SEG002-F13 Números Telefónicos de Recursos Externos Potenciales.

CARACAS

PDV - FAJA

Carlos JordáAndres Riera

(02) 908-2536(02) 908-3568

PUERTO LA CRUZ

PDV

SHEA Management / Gerencia de Protección Integral (081) 60-5007Risk and Control Engineering / Ingeniería de Riesgo y Control (081) 60-5815Refinería Building / Edificio de Refinería

JOSE CRIOGENICAL COMPLEX (ANZOATEGUI)Complejo Criogenico de Jose (Anzoategui)

PDV (Ex-CORPOVEN) (081) 60-5007

PDV (Ex-PEQUIVEN) (081) 70-8111 / 2811

SUPERMETANOL (081) 70-8694

SUPEROCTANOS (081) 70-9111

METOR (081) 70-8900

PDV (Ex-BITOR) (02) 957-2289

PDV - PARIAGUAN

SHEA Management / Gerencia de Protección Integral (083) 30-7172

CONOCO - HOUSTON

SAAAME HIST Commander / Comandante HIST (SAAAME) John Kemp Ofc. 281-293-1505 / Home: 713-937-0068 / Cell: 713-962-2044 Mike Johnson Ofc. 281-293-2474 / Home: 713-972-1193 / Pager: 800-507-5278 Archie Kennedy Ofc. 281-293-1744 / Home: 281-861-0238

SAAAME Assistant Commander Terri King Ofc. 281-293-3032 / Home: 713-973-6639 Candy Leigh Ofc. 281-293-4235 / Home: 281-341-8455 / Cell: 713-515-2630

Notification of significant incident 800-342-5119 / 281-293-5119(Notificación de incidentes importantes)

Recursos Externos Potenciales Potential External Resources

SECCION 9 SEGURIDAD


9.8 PS-SEG002-F14 TELEFONOS PARA SERVICIOS DE EMERGENCIAHOTELES UBICACION

TELEFONOSPUERTO PIRITU

Casacoima Sector Casacoima 411512Mar y Sol Sector Casacoima 412905Costa Azul Carretera La Costa 411677Géminis Sector El Tejar 411817/412206Bella Bonita Sector El TejarCasa Grande Av. Peñalver

AEROAMBULANCIAS

UBICACIONTELEFONOS

Aeromed Caracas (02) 9936026016-6251391

Life Flight Caracas (02) 9923665014-9214947

Air Flight Caracas (02) 9919054014-9214942

EMBARCACIONES UBICACION TELEFONOSPUERTO LA CRUZ

Gran CaciqueExpress

Prolongación Paseo Colón al ladode la Capitanía de Puerto

(081) 630935014-8110331

UNIDADES UBICACION TELEFONOSPUERTO LA CRUZ

Formula II (081) 630935014-8110331

SECCION 9 SEGURIDAD


9.8 PS-SEG002-F15 TELEFONOS DE EMERGENCIA DE LAS FUERZAS VIVAS

ZONA CUERPO DE EMERGENCIA TELEFONOS (081)Puerto Píritu Guardia Nacional 411291

Inspectoría de Tránsito 412599Policía 411043Defensa Civil 451157

Puerto La Cruz Guardia Nacional (169) 667262/674749Inspectoría de Tránsito 661415/681651Policía Metropolitana 661414/667286Policía Técnica Judicial(PTJ)(160) 666557/661937/663091Policías Municipales(171) 671185Bomberos Refinería 75571Bomberos(166) 662111/662113Ambulancias(Hospital PLC) 676455/676578/676740Ambulancias(Bomberos PLC) 771810/771820Cruz Roja 79485

Barcelona Defensa Civil 771810/771920Ambulancias 771110/771810/771820Transito Terrestre 761156/762312Policía Metropolitana 863550/861880Policía Técnica Judicial(PTJ)(160) 862489/863689DISIP(165) 761815/761826Policías Municipales(171) 862513/860919Bomberos(166) 771110

Lecherías Policías Municipales(171) 817377/816377

SECCION 9 SEGURIDAD


9.8 PS-SEG002-F16 TELEFONOS DE EMERGENCIA DE LOS CENTROS MEDICOS

ZONA CENTRO ASISTENCIAL TIPO DE ASISTENCIA TELEFONOS (081)Puerto Píritu Grupo Medico José G.

Hernández. El Tejar.Medicina General 411364/411255

Consultorio Medico Cristo deJose. Calle Anzoátegui.

Medicina General 412801

Grupo Medico Las Piedras. Odontología, Laboratorio,Cardiología, Medicina General,Ginecología, Traumatología,Terapias del Dolor, Unidad deRayos X y Neurocirugía.

412801

Rural Puerto Píritu. Sin Información 412211Clínica Oriente. Odontología, Pediatría,

Laboratorio, Gastroenterología,Medicina General, Ginecología,Traumatología, Neumonología,Cirugía y Unidad de Rayos X.

412265

Puerto La Cruz Cruz Roja. Sin Información 79485Hospital Central PLC. Sin Información 676455/676578/676740Hospital Universitario. Dr.Luis Razetti.

Sin Información 676055/676333

Policlínica Puerto La Cruz. Sin Información 675904Hospital Dr.CesarRodríguez.


Hospital Dr.DomingoGuzmán Lander.

Sin Información 861965

Centro Ambulatorio Dr.Carlos Martibuffil.


Las Garzas. Sin Información 861965Lecherías Centro Medico Anzoátegui Sin Información 863911

Centro Medico Zambrano. Sin Información 770834Clínica Deborah. Sin Información 651533

Jose Clínica PDVSA. Sin Información 602167Clínica PEQUIVEN. Sin Información 708280

SECCION 9 SEGURIDAD


9.9 PS-SEG002-F17 Auditoría Plan de Respuesta y Control de Emergencia.

FORMATO PARA LA AUDITORIA DEL PROCEDIMIENTO RESPUESTA Y CONTROL DEEMERGENCIAFECHA:

PROCEDIMIENTO:

EQUIPO AUDITOR:GRUPO(S) DESARROLLO DE TAREAS

SI NO N/A INIC.AUDITORIA1 Los registros de los simulacros realizados están disponibles?2 Fueron tomadas las recomendaciones surgidas de los resultados de los

simulacros realizados?3 Todo el personal de Upgrader fue adiestrado y está familiarizado con el

Procedimiento Respuesta y Control de Emergencia?4 Las edificaciones, plantas y personal están dotados de los sistemas de

alarmas y de comunicación requeridas en caso de emergencia?5 Las instalaciones y equipos de prevención y control de incendios son

suficientes y cumplen con un efectivo plan de mantenimiento preventivodebidamente registrado y documentado?

6 La Brigada de Bomberos Voluntarios está entrenada efectivamente ydicho entrenamiento está debidamente registrado y documentado?

7 Los registros de adiestramiento en Equipos de Protección Personalestán disponibles en las oficinas de Higiene y Seguridad Industrial?

8 Las acciones de las recomendaciones previas a la auditoría fuerondocumentadas y forman parte del informe de la auditoría?

9 Los informes mas recientes de auditoría se encuentran archivados enlas oficinas de Higiene y Seguridad Industrial?

10 Está sistemáticamente organizado el Plan de Ayuda Mutua en el área?

Recomendaciones:

Ejecutado por: Fecha estimada de completación:

Distribución:

Líder del Equipo, Firma:

SECCION 9 SEGURIDAD


9.10 PS-SEG002-F18 Tabla de Revisión Histórica.

REVISION HISTORICA

Documento:

REVISIONNo

REVISADOPOR

APROBADOPOR

FECHA DEAPROBACION

DESCRIPCION FECHAPROXIMA DE

REVISION

SECCION 9 SEGURIDAD


9.17 REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD ESPECIFICOS PARA LA UNIDAD

Todas las reglas de seguridad en operaciones de refinería aplican en la operación del

proceso. Las prácticas seguras de refinería están extensamente discutidas en la literatura

de seguridad publicada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (API), el Consejo

Nacional de Seguridad (NSC), la Asociación de Productores Químicos (M Chemist Ass.),

la Asociación Nacional de Protección Contra Incendios (NFPA) y otras organizaciones

similares,

El personal responsable de las operaciones del proceso debe tener experiencia en

técnicas de operación de refinería de petróleo y estar familiarizado con las prácticas de

seguridad aplicables. Deben tomarse todas las precauciones necesarias para evitar

accidentes. Los empleados deben recibir instrucciones acerca del uso de tuberías para

aspirar vapor, cierre del suministro de aire y otros medios de extinguir combustión.

SECCION 9 SEGURIDAD



FECHA DE ELABORACION: 14/09/98 PAGINA 1FECHA DE REVISION: BORRADOR

10.1 SISTEMA BASICO DE CONTROL 2

10.2 SISTEMA DE INSTRUMENTACION DE SEGURIDAD 6

10.3 MATENIMIENTO DE INSTRUMENTOS DE CAMPO 7

10.3.1 Prueba de las Alarmas de Nivel 7

10.3.2 Prueba de las Alarmas de Presión 9

10.3.3 Prueba de las Alarmas de Temperatura 10

10.3.4 Prueba de las Alarmas de Flujo 11



10.1 SISTEMA BASICO DE CONTROL

En el siguiente documento de Presentación de la Filosofía de Control (Descripción

de los Lazos de Control) se muestra una descripción de los lazos de control, sus

propósitos y acciones.



DESCRIPCION DE LOS LAZOS DE CONTROL

UNIDAD HIDROTRATADORA DE NAFTA

UNIDAD 21

VEHOP Aguas Abajo

Proyecto Venezuela de Crudo Extra Pesado

Petrozuata, C.A. Jose, Venezuela

Aprobado FechaVEHOP

Edición Fecha Descripción Por Cheq. Aprob. 18-340-10-001



1 Tambor Amortiguador de Alimentación/Alimentación de Fase Liquida.

1.1 Descripción del Sumario.La funcionalidad de este lazo es la de mantener una alimentación de composición fija a losreactores de alimentación y no un nivel constante en tambor de alimentación por oleaje02V101. El flujo del fondo del tambor de oleaje será utilizado como una señal de relaciónpara la reposición del H2 y para los controladores de flujo del Diluente caliente.

Una cascada típica es configurada entre el controlador de nivel del tambor de oleajeLIC21001 y el controlador de flujo esclavo FIC21003. La cascada se puede lograr,colocando los controladores de nivel en el modo de “auto” y los controladores de flujo enmodo de “cascada”, permitiendo que la salida de nivel sea pasada al punto de ajuste delcontrolador de flujo o colocando el modo del controlador de flujo ya sea en “manual” o en“auto”, el operador tendrá la flexibilidad de controlar el flujo en todo momento. En el modo “manual”, el operador puede abrir la válvula a cualquier posición deseada. En el modo “auto”,el operador puede manipular el flujo, colocando el punto de ajuste deseado al controlador deflujo, colocando el punto de ajuste deseado al controlador de flujo desde una estación deoperación de GUS.

La siguiente porción de este lazo de control es la de utilizar el fondo del tambor de oleaje(FT21003) como una señal de control de la relación para la reposición del controlador de H2(FFIC21013) y del Diluente Caliente al controlador de alimentación del 2ndo reactor(FFIC21009). Ambos controladores de flujo de alimentación hacia adelante utilizaran para sucontrol de flujo el algoritmo de control obligatorio. El valor de la relación/alimentación escolocado como el valor del punto de ajuste.

En el modo de “auto”, el operador le coloca el punto de ajuste deseado al controlador desdeuna estación de operación de GUS. En el modo “manual”, el operador podrá colocar salidadeseada a la válvula desde un estación de operación de GUS.



1.2 Diagrama de Lazo de Control Complejo

Loop L21001 - Naphtha Hydrot./Feed Surge Drum/Liquid Phase Feed

LT21001

LT21001

AILIC

21001

FIC21003

FY21003

FFIC21009

FT21003

FFIC21013

FT21003

AI

SP

AO

RATIOCTL

PID

PID

PV X2

FT21013

FT21013

AIFY

21013

AO

FT21009

AI

X2

PV

FY21009

AOFT

21009

LSP LSP

LSP

PV

PV

RATIOCTL



1.3 Sumario de ComponentesCOMPONENTE TAG TIPO/PUNT

OALGORITMO

1 LT21001 ANINNIM2 LIC21001 REGCLNIM PID3 FT21003 ANINNIM4 FIC21003 REGCLNIM PID5 FY21003 ANOUTNIM6 FT21013 ANINNIM7 FT21009 ANINNIM8 FFIC21013 REGCLNIM RATIOCTL9 FFIC21009 REGCLNIM RATIOCTL10 FY21013 ANOUTNIM11 FY21009 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-101, -102, -107.

1.4 Descripción de Componentes

• LT21001 – Medición del nivel del tambor de oleaje: un punto del componente deHLAI con residencia en el HPM.

• FT21003 – Medición del flujo del fondo del tambor de oleaje: un punto delcomponente de HLAI con residencia en el HPM.

• FT21013 – Medición del flujo de Diluente Caliente: un punto del componente deHLAI con residencia en el HPM.

• FT21009 – Medición del flujo de reposición de H2: un punto del componente deHLAI con residencia en el HPM.

• LIC21001 – Controlador PID de Nivel del Tambor de Oleaje.• FIC21003 – Controlador PID de flujo del fondo del tambor de oleaje.• FFIC21013 – Controlador de flujo del Diluente Caliente al CONTROL DE

RELACION del 2do Reactor.• FFIC21009 – Controlador de flujo del controlador de relación de reposición de H2.• FY21003 – Salida de la válvula de flujo del fondo del tambor de oleaje: un punto

del componente de AO con residencia en el HPM.• FY21013 – Salida de la válvula de flujo del Diluente Caliente al 2do Reactor: un

punto del componente de AO con residencia en el HPM.• FY21009 – Salida de la válvula de flujo de reposición de H2: un punto del

componente de AO con residencia en el HPM.



2. Tambor Separador/Reciclo de H2 al Compresor

2.1 Descripción del Sumario La funcionalidad de este lazo de control es la de mantener la presión adecuada en la salidadel tambor/entrada del reciclo del tambor separador del compresor. El controlador de presión(PIC21013) sirve como control maestro para el controlador de flujo de la reposición del H2(FIC21008). Bajo ciertas circunstancias, el controlador de presión restablecerá al controladorde flujo de reciclo de H2 (FIC21025). Para utilizar la presión para la cascada de reposición de flujo de H2, el operador colocará elcontrolador de flujo (FIC21008) en el modo de “cascada” y al controlador de presión(PIC21013) en el modo de “auto”. Si el operador desea controlar el flujo a través de un puntode ajuste local, el operador colocara el FIC21008 al modo de “auto” y colocara el punto deajuste a través de una estación de operación de GUS. Para poder utilizar la cascada del controlador de flujo de reciclo de H2 (FIC21025), eloperador utilizara los mismos pasos que se utilizaron en el controlador de flujo de reposiciónantes mencionado. La señal de salida del PIC21013 actúa como punto de ajuste (SP) para el FIC21008 o elFIC21025, vía el punto de selector HS21005. En la operación normal, el PIC21013 ajusta alFIC21008 o a la operación alternativa con el FIC21025. Un punto lógico HS21005LB seráconstruido para que automáticamente con un interruptor, reciba el comando de HS21005sobre la posición del modo de los puntos FIC.




Loop P21013 - Separator Drum/Recycle H2 to Compressor

FT21005

FY21005

AI

PT21013

PT21013

AI

FIC21008

FT21008

PV

PIC21013

FIC21025

SP

FT21008

AI

FY21008

FT21005

LSP

PV

HS21005

SP

PV

FLAG

AO AO

NORMAL

HS21005LB

ALTERNAT

FIC21008

FIC21025

LOGICFIC21008.MODE

FIC21025.MODE



2.3 Sumario de Componentes COMPONENTE TAG TIPO/PUNTO ALGORITM

O 1 PT21013 ANINNIM 2 PIC21013 REGCLNIM PID 3 FT21008 ANINNIM 4 FT21025 ANINNIM 5 HS21005 FLAG 6 HS21005LB LOGIC LOGIC 7 FIC21008 REGCLNIM PID 8 FIC21025 REGCLNIM PID 9 FY2108 ANOUTNIM

10 FY21025 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-104, -109, -110


• PT21013 – Medición de la presión del tambor separador: un punto delcomponente de HLAI con residencia en el HPM.

• HS21005 – Selector de Señal.• HS21005LB – Bloque Lógico.• PIC21013 – Controlador PID de Presión del Tambor de separación• FT21008 – Flujo de Reposición de H2: un punto del componente de HLAI con

residencia en el HPM.• FT21025 – Reciclo del flujo de H2: un punto del componente de HLAI con

residencia en el HPM.• FIC21008 – Controlador PID de flujo de Reposición de H2.• FIC21025 – Controlador PID de flujo de Reposición de H2.• FY21008 – Salida de la válvula de flujo de reposición de H2: un punto del

componente de AO con residencia en el HPM.• FY21025 – Salida de la válvula de flujo de Reciclo de H2: un punto del

componente de AO con residencia en el HPM.



3. Alimentación del Segundo Reactor/Gas Combustible/Selección deEntrada al Lazo de Control.

3.1 Descripción del Sumario.La funcionalidad de esta estrategia de control es la de mantener la temperatura adecuada ala salida del Horno de Alimentación del Segundo Reactor.

El controlador de temperatura de los pases del horno (TIC21198) tendrá la elección de dosentradas de temperatura (TI21198A & TI21298A) las cuales serán seleccionadas a través delselector (HS21198). El selector (HS21198) será utilizado como palanca entre lastemperaturas de pared de los tubos del pase #1 del horno (TI21198A) o el pase #2 del horno(TI21298A). La entrada seleccionada será la entrada de la PV para el controlador detemperatura de los pases del horno (TIC21198). Para el HS21198, SELECTX1 y elSELECTX2 serán el TI21198A y el TI21298A, respectivamente. Para la función del lazo decontrol completo se requiere que el interruptor (HS21198) esté colocado en modo de“cascada”.

Adicionalmente un segundo interruptor selector será utilizado como palanca entre elcontrolador de pases del horno (TIC21198) y el controlador de la salida del horno(TIC21056B) para la conexión en cascada al controlador de flujo de gas combustible(FIC21034), el cual toma acción sobre la válvula de control FV-21034. Para el HS21004,SELECTX1 y el SELECTX2 será el TIC21198 y el TIC21056, respectivamente. Para lafunción del lazo de control completo se requiere que el interruptor (HS21004) esté colocadoen modo de “cascada”.

Además de enviar un conexión de salida al HS21004 interruptor de selector de salida, elTIC21056A de igual forma envía su salida a la válvula de control de salida de temperatura(TY21056). El TIC21056A también puede ser operado en el modo “manual ” para manipularla señal de salida a la válvula de control.

El controlador de presión de gas combustible (P1C21062A) es un controlador de topemáximo para el gas combustible. El controlador de presión del gas combustible (PIC21062B)es un controlador de tope mínimo para el gas combustible.

El PIC21062A actúa sobre el FV-21034 cuando se tiene alta presión a la entrada de losquemadores y mantiene a la válvula de control a un flujo mínimo de gas combustible y ellimite de tope máximo en los quemadores máximo (maximum stop).

El PIC21062B actúa sobre el FV-21034 cuando se tiene baja presión a la entrada de losquemadores y mantiene la válvula de control al flujo mínimo de gas combustible y el limite detope mínimo en los quemadores (minimum stop).

El selector de algoritmo de alto (high override) es utilizado para protección de fuego mínimo.

El selector de algoritmo de bajo (low override) es utilizado para protección de fuego máximo.

La válvula de gas combustible se va a tope mínimo (minimum stop) cuando:



• Alta Temperatura en la salida de producto del 02F101. (TE-21199/TE-21299).• Alta temperatura en la chimenea del 02F101 (TE-21053).

Un bloque de lógica adicional será construido para llevar a la válvula de gas combustible aparo mínimo (minimum stop) cuando ocurran cualquiera de las condiciones antesmencionadas.




Loop T21198- Second Reactor Feed/Fuel Gas/Loop Input Selection

TI21198A

TE21198A

HS21198

TIC21198

TIC21056A

HS21004

X1

PV

SWITCH

TE21298A

TE21056A

TI21298A

X1

X2

TI21056A

AI

FIC21034

PV

X2

SP

FT21034

AIFT

21034

PIC21062A

PIC21062B

FY21034A

ORSELX2

X2 FY21034B

X1

X1

<

ORSEL>

PID

PID

PT21062

AI

PV FY21034

PT21062

LSP

LSP

LSP

LSP

PV

PV

AI

AI

SWITCH

AO

AO

TY21056

TIC21056A

PIDPV

LSP

FUELGAS

HIGHFIRE

LOWFIRE



3.3 Sumario de ComponentesCOMPONENTE TAG TIPO/PUNT

AALGORITMO

1 TI21198A ANINNIM2 TI21298A ANINNIM3 TT21056A ANINNIM4 HS21198 REGCLNIM INTERRUPTOR5 TIC21198 REGCLNIM PID6 TIC21056B REGCLNIM PID7 TIC21056A REGCLNIM PID8 HS21004 REGCLNIM INTERRUPTOR9 TY21056 ANOUTNIM10 FT21034 ANINNIM11 PT21062 ANINNIM12 FIC21004 REGCLNIM PID13 PIC21062A REGCLNIM PID14 PIC21062B REGCLNIM PID15 FY21034A REGCLNIM ORSEL Low16 FY21034B REGCLNIM ORSEL High17 FY21034 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-105, -106, -107


• TI21198A – Temperatura del pase #1 del Horno de Alimentación del SegundoReactor: un punto completo de HLAI con residencia en el HPM.

• TI21298A - Temperatura del pase #2 del Horno de Alimentación del SegundoReactor: un punto completo de HLAI con residencia en el HPM.

• TT21056A – Temperatura de salida del Horno de Alimentación del SegundoReactor: un punto en el componente de HLAI con residencia en el HPM.

• HS21198 –Interruptor selector entre el TI21198A & TI21298A; La entradaseleccionada será la entrada de la PV del controlador de temperatura TIC21198.

• TIC21198 – Controlador de temperatura de pase del Horno de alimentación delSegundo Reactor.

• TIC21056B – Controlador de temperatura de salida del Horno de alimentación delSegundo Reactor.

• TIC21056A – Un control PID obligatorio para TY21056.• HS21004 – Interruptor de selector entre el TIC21198 & TIC21056; la entrada

seleccionada será la conexión en cascada al controlador de flujo del gascombustible FIC21034.

• FT21034 – Flujo de gas combustible del Horno de Carga: un punto delcomponente con residencia en el HPM.

• FIC21034 – Controlador PID del flujo de gas combustible del Horno de Carga.• PT21062 – Presión de gas combustible del Horno de Carga: : un punto del

componente con residencia en el HPM.



• PIC21062A – Controlador de presión de tope máximo de gas combustible delHorno de Carga.

• PIC21062B – Controlador de presión de tope mínimo de gas combustible delHorno de Carga.

• FY21034A – Un punto de baja selección de control obligatorio, entre el flujo degas combustible del Horno de Carga y el controlador de presión de tope máximoFY21034B - Un punto de alta selección de control obligatorio, entre el selectorbajo FY21034A y el PIC21062B controlador de min. fuego.

• FY21034 – Salida de la válvula de gas combustible del Horno de Carga: un puntodel componente AO con residencia en el HPM.

• TY21056 – Salida de la válvula del Horno de Alimentación del Segundo Reactor:un punto del componente AO con residencia en el HPM.



4 Tambor de Tope de Estabilizador.

4.1 Descripción del Sumario. El propósito de este lazo es el de controlar el nivel del tambor de tope de estabilizador através del controlador de nivel LIC21015. El nivel puede ser controlado por medio de dosmétodos, un nivel a la cascada de flujo o utilizando un lazo de control de nivel recto. El primer método es la de colocar el controlador de nivel en el modo de “auto” y elcontrolador de flujo (FIC21031) en modo de “cascada”. El operador tendrá la flexibilidad delograr el control de flujo en cualquier momento colocando el modo del controlador de flujo yasea en “manual” o en “auto”. En el modo “manual” el operador puede abrir la válvula(FV21031) a la posición deseada a través de una estación de operación de GUS. Estemétodo básicamente opera como el control de lazo de cascada tradicional de maestro-esclavo. La segunda opción para el control de nivel es la de utilizar una estación auto/manual(HIC21015) para pasar la señal de salida del controlador de nivel a la válvula de control. Lasalida de la estación auto/manual es conectada a un punto de salida análoga (LY21015). Laestación de auto/manual es principalmente utilizada como una señal de estación detransferencia, la cual de igual manera provee la flexibilidad al personal deoperación/mantenimiento para que manualmente puedan aislar y manipular la señal desalida para cualquiera de las válvulas de control. El HIC21015 deberá de estar en modo de“cascada” para poder pasar la salida del controlador a un punto de salida análoga. La señal de salida del LIC21015 actúa como punto de ajuste del controlador FIC21031, elcual toma acción sobre control, de la válvula FV-21031, vía HS21021. Un punto lógicoHS21021LB será utilizado para cambiar la conexión de salida y el modo del FIC21031basado en el estado del punto digital compuesto. Cuando el LY21015 sea seleccionado, elFIC21031 será colocado en Manual, Las dos estaciones de Auto/manual están configuradaspara no chocar entre si en la transferencia al controlador de nivel LY21015 o FIC21031.



4.2 Diagrama de Lazo de Control Complejo.

Loop L21015 - Stabilizer Overhead Drum

FY21031

FIC21031

FT21031

AIFT

21031

SP

PV

A/M

LY21015

HC21015

HC21031

HS21021LB

LOGIC

A/M

FIC21031.MODE

HIC21015.MODE

FLAG

HS21021

LY21015

FIC21031

LIC21015

LT21015

AILT

21015

PIDPV

LSP

AO

AO

X1 X1

HIC21031.MODE



4.3 Sumario de Componentes COMPONENTE TAG TIPO/PUNTO ALGORITMO

1 LT21015 ANINNIM 2 LIC21015 REGCLNIM PID 3 FT21031 ANINNIM 4 FIC21031 REGCLNIM PID 5 HS21021 FLAG 6 HS21021LB LOGIC LOGIC BLOCK 7 HC21015 REGCLNIM AUTOMAN 8 HC21031 REGCLNIM AUTOMAN 9 FY21031 ANOUTNIM

10 LY21015 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-118


• LT21015 – Nivel del Tambor de Tope del Estabilizador: un punto del componenteHLAI con residencia en el HPM.

• LIC21015 – Controlador de nivel del tambor de tope del estabilizador.• FT21031 – Medición del Flujo Actual: : un punto del componente HLAI con

residencia en el HPM.• FIC21031 – Controlador PID de flujo.• HS21021 – Un punto digital compuesto utilizado para seleccionar entre el

controlador de flujo o el LV21015.• HS21021LB – Un bloque lógico utilizado para cambiar el modo, la salida de

conexión y el modo del controlador de flujo.• HIC21015- una estación regulatoria de manual/auto para controlar a la válvula

LV21015.• HIC21031- una estación regulatoria de manual/auto para transferir el punto de

ajuste remoto del nivel al controlador de flujo.• FY21031 – Salida análoga a una válvula: un punto del componente AO con

residencia en el HPM.• LY21015 – Salida de la válvula del tambor de tope del estabilizador: un punto del

componente AO con residencia en el HPM.



5 Fondo del Estabilizador.

5.1 Descripción del Sumario. El propósito de este esquema de control es el de controlar el nivel del fondo del estabilizador.El controlador de nivel LIC21019 básicamente esta en cascada a los dos controladores deflujo, (FIC21029 & FIC21030). El esquema de control manipula el flujo de la nafta pesadahidrotratada. El FIC21029 es el controlador de flujo de la nafta pesada hidrotratada para la mezcla con lanafta liviana hidrotratada. El FIC21030 es el controlador de flujo para la nafta hidrotratada altanque de diluente. La salida del controlador de nivel se transforma en el punto de ajuste remoto para el controlde flujo deseado, cuando el operador cambia el modo del controlador de flujo a “cascada”. Eloperador tendrá la flexibilidad de lograr el control del flujo en cualquier momento, colocandocualquiera de los controladores ya sea en el modo de “manual” o de “auto”. En el modo de“manual”, el operador puede abrir la válvula a cualquier posición deseada. En el modo de“auto” , el operador puede proveer cualquier punto de ajuste deseado. La selección entre las diferentes conexiones de cascadas de flujo se logra por medio deldesempeño de los cambios del modo operacional de los controladores de flujo.




Loop L21019 - Stabilizer Bottoms

LIC21019

PVLT21019

AILT

21019

LSP

PV

FY21029

PV

SPSP

FY21030

AI

FT21029

FT21030

AI

HS21020LB

LOGICFIC21029.MODE

FIC21030.MODE

FLAG

HS21020

FIC21029

FIC21030

FIC21030

FI21030

FI21029

FIC21029



5.3 Sumario de Componentes COMPONENTE TAG TIPO/PUNT

A ALGORITMO

1 LT21019 ANINNIM 2 LIC21019 REGCLNIM PID 3 FT21029 ANINNIM 4 FT21030 ANINNIM 5 HS21020 FLAG 6 HS21020LB LOGIC LOGIC BLOCK 7 FIC21029 REGCLNIM PID 8 FIC21029 REGCLNIM PID 9 FY21029 ANOUTNIM 10 FY21030 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-117, -118

21.5.4 Descripción de Componentes

• LT21019 – Medición del Nivel de la Columna Estabilizadora: Un punto delcomponente de HLAI con residencia en el HPM.

• LIC21019 – Controlador de Nivel de la Columna Estabilizadora.• FT21029 – Medición de Flujo Actual: Un punto del componente de HLAI con

residencia en el HPM.• FT21030 – Medición de Flujo Actual: Un punto del componente de HLAI con

residencia en el HPM.• HS21020 – Un punto de señalización.• HS21020LB – Un punto lógico con residencia en el HPM.• FIC21029 – Un controlador PID de flujo para la nafta pesada hidrotratada que va

a mezclarse con la nafta liviana hidrotratada.• FIC21030 – Un controlador PID de flujo para la nafta pesada hidrotratada al

tanque de diluente.• FY21029 – Salida análoga a una válvula: Un punto del componente de AO con

residencia en el HPM.• FY21030 - Salida análoga a una válvula: Un punto del componente de AO con

residencia en el HPM.



6 Tambor de Succión del Compresor de Gas Crudo/Postenfriador de GasCrudo.

6.1 Descripción del Sumario. El propósito de este esquema de control es el de mantener la presión adecuada en el topedel tambor de succión del compresor de gas crudo antes de la 1era etapa de compresión. Adicionalmente este lazo de control evitará bajas presiones en la salida del postenfriador degas crudo hacia al sistema de purificación de H2. Esto se logra por medio del algoritmo delselector bajo PY21095C, el cual seleccionará la señal mas baja entre los controladores depresión, PIC21125A (presión del tope del tambor de succión del compresor de gas crudo) yel PIC21095 (presión en la salida del postenfriador de gas crudo a la unidad de purificaciónde H2). En caso de baja presión en la salida del postenfriador de gas crudo, se abrirá laválvula PV21095A, retornando el gas crudo al 02V110. En operación normal el PIC21125A y el PIC21095 están en el modo de “auto”, ambos con unpunto de ajuste adecuado mientras que el selector de algoritmo de sobrepaso está en elmodo de “cascada”. Si el PY21095C requiere ser controlado localmente, el selector de algoritmo de sobrepasoPY21095C puede ser colocado en el modo de “manual” con la posición de salida apropiada.




Loop P21125 - Raw Gas Compressor Suction Drum/Raw GasAftercooler

PI21125

PIC21125

PY21125

PIC21125A

PV

PT21125

AI

PY21095C

X2

PID

PIC21095

PV

PID

PT21095

PT21095

PV

LSP

LSP

LSP

ORSEL<X1

PY21095A

AO

AO



21.6.3 Sumario de Componentes COMPONENTE TAG TIPO/PUNT

A ALGORITMO

1 PT21125 ANINNIM 2 PT21095 ANINNIM 3 PIC21125 REGCLNIM PID 4 PIC21125C REGCLNIM PID 5 PY21095C REGCLNIM ORSEL low 6 PIC21095 REGCLNIM PID 7 PY21125 ANOUTNIM 8 PY21095 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-121, -122

21.6.4 Descripción de Componentes

• PT21125 – Medición de presión actual: Un punto del componente de HLAI conresidencia en el HPM.

• PT21095 - Medición de presión actual: Un punto del componente de HLAI conresidencia en el HPM.

• PIC21125 –Controlador PID de presión.• PIC21125A - Controlador PID de presión.• PY21095C –Selector Bajo ORSEL• PIC21095 - Controlador PID de presión.• PY21125 – Salida análoga a una válvula: Un punto del componente de AO con

residencia en el HPM.• PY21095 - Salida análoga a una válvula: Un punto del componente de AO con




7 Tambor de Succión del Compresor Elevador de H2/Enfriador deRecirculación de H2.

7.1 Descripción del Sumario. El propósito de esta esquema de control es el de mantener la presión adecuada antes ydespués del Compresor Elevador de H2. Adicionalmente, este lazo de control evitará bajas presiones en la 2da etapa del CompresorElevador de H2 y que posteriormente pasen al Enfriador Elevador de Retorno de H2. Esto selogra a través del selector de bajo algoritmo PY21114 el cual seleccionará la señal mas bajaentre los controladores de presión, el PIC21114 (presión en la descarga del compresorelevador de H2) y el PIC2114A (presión del tope del tambor de succión del compresorelevador de H2). En caso de una baja presión en la salida del compresor elevador de H2, seabrirá la válvula PY21114 retornando el gas crudo al 02V110. En operación normal el PIC21114A y el PIC21114 están en el modo de “auto”, ambos con unpunto de ajuste adecuado mientras que el selector de algoritmo de sobrepaso está en elmodo de “cascada”. Si el PY21114A requiere ser controlado localmente, el selector de algoritmo de sobrepasoPY21114 puede ser colocado en el modo de “manual” con la posición de salida apropiada.




Loop P21114 - H2 Booster Compressor Suction Drum/H2 BoosterSpillback Cooler

PT21114A

PIC21114A

PID

LSP

PY21114

ORSELAO

PVAI

PT21114

AI

X1

PY21114

<

PIC21114

PIDPV

LSP

X2



7.3 Sumario de Componentes COMPONENTE TAG TIPO/PUNTO ALGORITMO 1 PT21114 ANINNIM 2 PT21114A ANINNIM 3 PIC21114 REGCLNIM PID 4 PIC21114A REGCLNIM PID 5 PY21114 REGCLNIM ORSEL low 6 PY21114 ANOUTNIM

Documentos de Referencia Referencia P&ID Planos: 21-210-12-123.


• PT21114 – Medición de la presión actual: un punto del componente de HLAI conresidencia en el HPM.

• PT21114A - Medición de la presión actual: un punto del componente de HLAI conresidencia en el HPM.

• PIC21114 – Controlador PID de presión.• PIC21114A – Controlador PID de presión.• PY21114A –Selector bajo .ORSEL.• PY21114 – Salida análoga a una válvula: un punto del componente de AO con




8 Control de Presión del Tambor Amortiguador de Alimentación, 02V101.

8.1 Descripción del Sumario. La funcionalidad de este lazo de control es la de controlar la presión del tope del TamborAmortiguador de Alimentación. El control se logra por medio del uso de un sumador decontrol de algoritmo obligatorio PY21183A y el PV21183B, los cuales son utilizados paraenviar el flujo del gas combustible hacia el Tambor Amortiguador o al Mechurrio,respectivamente. La salida de cada sumador es conectada a un punto de salida análoga. El sumador RegCTLes principalmente utilizado como señal de estación de transferencia. Sin embargo, de igualforma provee la flexibilidad para que el personal de operación/mantenimiento manualmentepuedan aislar y manipular la señal de salida para cada una de la válvulas de control. El sumador de control de algoritmo obligatorio tiene la siguiente ecuación: Para una entrada: CV = K * X1 + B; Donde: CV = salida de este algoritmo K = factor de escala X1 = entrada B = bias El uso del sumador es para la caracterización de la salida, el cual será utilizada para proveerla capacidad de rango dividido. Para el punto PY21183D, el rango de operación es de 51 a100%. EQ (2*PIC21183.OP –100) será utilizado para la caracterización. Si la salida delcontrolador de presión indica “50”, entonces la salida análoga será de 0 %. Si la salida delcontrolador de presión indica “100”, la señal de salida análoga será de 100%. Para el punto PY21183C, el rango de operación es de 0 a 50%. EQ (2*PIC21183.OP) seráutilizado para la caracterización. Si la salida del controlador de presión indica “0”, entonces lasalida análoga será de –6.9 %. Si la salida del controlador de presión indica “50”, entonces la señal de salida análoga serádel 100%.




Loop P21183 - Feed Surge Drum Pressure Control

AO

PIC21183

PY21183A

PY21183A

PY21183C

PY21183D

AOPY

21183B

PY21183B

RC RC RCSUMMER

PT21183

AIPT

21183

0 - 100%

51 - 100%

0 - 100%

SUMMER

EQ:2*PIC21183.OP - 100

EQ:2*PIC21183.OP PV

LSP

0 - 50%




A ALGORITMO

1 PT21183 ANINNIM 2 PIC21183 REGCLNIM PID 3 PY21183C REGCLNIM SUMMER 4 PY21183D REGCLNIM SUMMER 5 PY21183A ANOUTNIM 6 PY21183B ANOUTNIM




• PIC21183 – Controlador PID de presión.• PY21183C – Un Sumador Completo de Control Obligatorio. Opera en el rango de

0 a 50 %.• PY21183D – Un Sumador Completo de Control Obligatorio. Opera en el rango de

51a 100 %.• PY21183A – Salida análoga a una válvula: un punto del componente de AO con

residencia en el HPM.• PY21183B - Salida análoga a una válvula: un punto del componente de AO con




9 Control de Presión del Tambor de DMDS, 02V108.

9.1 Descripción del Sumario. La funcionalidad de este lazo de control es la de mantener la presión del tambor de DMDS.Se logra el control a través de un sumador intermedio de control de algoritmo obligatorio, elSY21089A y el SY21089B, los cuales son utilizados para enviar el flujo de Nitrógeno alTambor de DMDS o al Mechurrio, respectivamente. La salida de cada sumador es conectada a un punto de salida análoga. El sumador RegCTLes principalmente utilizado como señal de estación de transferencia. Sin embargo, de igualforma provee la flexibilidad para que el personal de operación/mantenimiento manualmentepuedan aislar y manipular la señal de salida para cada una de la válvulas de control. El sumador de control de algoritmo obligatorio tiene la siguiente ecuación: Para una entrada: CV = K * X1 + B; Donde: CV = salida de este algoritmo K = factor de escala X1 = entrada B = bias El uso del sumador es para la caracterización de la salida, el cual será utilizada para proveerla capacidad de rango dividido. Para el punto PY21089D, el rango de operación es de 51 a100%. EQ (2*PIC21089.OP –100) será utilizado para la caracterización. Si la salida delcontrolador de presión indica “50”, entonces la salida análoga será de 0 %. Si la salida delcontrolador de presión indica “100”, la señal de salida análoga será de 100%. Para el punto PY21089C, el rango de operación es de 0 a 50%. EQ (2*PIC21089.OP) seráutilizado para la caracterización. Si la salida del controlador de presión indica “0”, entonces lasalida análoga será de 100 %. Si la salida del controlador de presión indica “50”, entonces la señal de salida análoga serádel 0%. Si la salida del controlador de presión indica “100”, entonces la señal de salida análoga serádel 0%.




Loop P21089 - DMDS Drum Pressure Control

AO

PIC21089

PY21089A

PY21089A

PY21089C

PY21089D

AOPY

21089B

PY21089B

RC RC RCSUMMER

PT21089

AIPT

21089

0 - 100%

0 - 50% 51 - 100%

0 - 100%

SUMMER

EQ:- 2*PIC21089.OP + 100

EQ:2*PIC21089.OP - 100PV

LSP




A ALGORITMO

1 PT21089 ANINNIM 2 PIC21089 REGCLNIM PID 3 PY21089C REGCLNIM SUMMER 4 PY21089D REGCLNIM SUMMER 5 PY21089A ANOUTNIM 6 PY21089B ANOUTNIM




• PIC21089 – Controlador PID de presión.• PY21089D – Un Sumador Completo de Control Obligatorio. Opera en el rango de

0 a 50 %.• PY21089C – Un Sumador Completo de Control Obligatorio. Opera en el rango de

51a 100 %.• PY21089A – Salida análoga a una válvula: un punto del componente de AO con

residencia en el HPM.• PY21089B - Salida análoga a una válvula: un punto del componente de AO con



FECHA DE EMISION: 10 de Diciembre de 1998 PAGINA: 33FECHA DE REVISION: REVISION

DESCRIPCION DE LOS LAZOS DE CONTROL UBICACIÓN: JOSE, VENEZUELAUNIDADES: PRESION = Bar G TEMPERATURA = ºC

Flujo de Vapor = Nm3/h Vapor = kg./h Flujo de Líquido = m3/hNivel = % entre HLL y LLL para ALARMANivel = % entre HHL y LLL para DISPARO

NUMERO DE PUNTOS DE AJUSTEETIQUETA DEL DTI OPERACION DISPARO ALARMACONTROLADOR 21-340-12 SERVICIO PROPOSITO ACCION CASO NORMAL HH LL ALTO BAJO COMENTARIOS



DESCRIPCION DE LOS LAZOS DE CONTROL UBICACIÓN: JOSE, VENEZUELAUNIDADES: PRESION = Bar G TEMPERATURA = ºC

Flujo de Vapor = Nm3/h Vapor = Kg./h Flujo de Líquido = m3/hNivel = % entre HLL y LLL para ALARMANivel = % entre HHL y LLL para DISPARO

NUMERO DE PUNTOS DE AJUSTEETIQUETA DEL DTI OPERACION DISPARO ALARMACONTROLADOR 21-340-12 SERVICIO PROPOSITO ACCION CASO NORMAL HH LL ALTO BAJO COMENTARIOS



10.2 SISTEMA DE INSTRUMENTACION DE SEGURIDAD

Toda la unidad de Hidrotratadora de Nafta sido provista de instrumentación para

proteger los equipos y el personal contra daños o lesiones debidos a problemas

operacionales inusuales tales como temperaturas excesivas y altos niveles de

líquido. Los detalles referentes a la instrumentación de seguridad y sus funciones a

través de toda la unidad Hidrotratadora de Nafta son descritos en los Diagramas de

Causa y Efecto Nº 18-210-70-001, ubicado en la Sección 3.6.



10.3 MANTENIMIENTO DE LA INSTRUMENTACION DE CAMPO

La instrumentación de campo podrá requerir de prueba y calibración periódica para

garantizar su operación correcta. A continuación se presentan los procedimientos

generales para la prueba de la instrumentación de nivel, presión, temperatura y flujo.

Estas pruebas deberán hacerse específicamente a la instrumentación siendo

revisada, antes de comenzar a realizar cualquier trabajo. Todo trabajo deberá ser

ejecutado por personal de mantenimiento debidamente calificado y de acuerdo con

las políticas y procedimientos de seguridad de la refinería.

10.3.1 Prueba de las Alarmas de Nivel

1. Seleccione el instrumento.

2. Determine los puntos de alarma para bajo y alto nivel (ya que los puntos de

alarma no son los mismos para todos los niveles).

3. Obtenga un permiso de trabajo.

4. Si el instrumento es un controlador, póngalo en modo manual.

Precaución: El sacar de servicio un instrumento de protección puede

ocasionar situaciones de emergencia. Los detalles de los

diagramas de Causa y Efecto para el instrumento en cuestióndeberán ser revisados y comprendidos por todo el personal

involucrado antes de iniciar el trabajo.

5. Ponga en servicio el desvío del instrumento, en caso de estar disponible.

6. Disponga de un operador en el sitio de trabajo para monitorear las condiciones

durante la prueba de la alarma.



7. Confirme el nivel de líquido en el visor de vidrio y utilícelo como referencia

para monitorear el nivel cuando se pruebe la alarma.

8. Apague el calentamiento, en caso de que exista.

9. Mantenga un flujo de fluido de barrera cuando aplique.

10. Cierre los puntos de alta y baja presión del instrumento.

11. Obvie la celda DP de diferencial de presión.

12. Confirme que la indicación de bajo nivel se halle en “0”. Haga cualquier ajuste

que sea necesario.

13. Rellene el sello de ambas líneas, según sea requerido.

14. Simule la señal de 0 – 100 %, en comunicación con el supervisor de control de

procesos.

15. Confirme que la señal sea la misma que aparece en el panel. (Sala de

Control).

16. Simule los valores de alarma de alto y bajo nivel de acuerdo con la hoja de

datos del instrumento. Haga los ajustes necesarios.

17. Confirme que la alarma suene en la Sala de Control cuando los niveles de

bajo y alto nivel sean alcanzados.

18. Encienda el calentamiento y abra las válvulas hacia los puntos de alta y baja

presión del instrumento.

19. Cierre el desvío de la celda DP.



20. Verifique que el porcentaje de nivel indicado coincida con el nivel indicado en

el visor de vidrio. De no ser así, haga los ajustes necesarios hasta que se

normalice.

21. Ponga al instrumento nuevamente en servicio normal.

22. Registre las actividades de Prueba/Calibración en una bitácora de la Sala de

Control.

23. Asegúrese que el personal de Operaciones esté al tanto que todas las

actividades de Prueba y calibración hayan sido completadas y que el

instrumento se encuentra de nuevo en servicio normal.

10.3.2 Prueba de las Alarmas de Presión


2. Determine los puntos de alarma de baja y alta presión (ya que los puntos de

alarma no son los mismos para todas las presiones).



ocasionar situaciones de emergencia. Los detalles de losdiagramas de Causa y Efecto para el instrumento en cuestión

deberán ser revisados y comprendidos por todo el personal




6. Tenga un operador en el sitio para observar el manómetro local y monitorear

la presión durante la Prueba de la alarma.



7. Autorice al Técnico Instrumentista para que desconecte la señal.

8. Simule la señal y confirme la indicación en el panel. Haga los ajustes

necesarios.

9. Confirme que la alarma suene en la Sala de Control cuando se alcancen los

valores de baja y alta presión.

10. Reconecte la señal de proceso.

11. Compare la señal con la indicación local y haga los ajustes necesarios hasta

que se logre una indicación confiable.

12. Confirme que la indicación del porcentaje de nivel coincida con el visor de

vidrio. De no ser así, haga los ajustes necesarios hasta que sea normal.

13. Ponga el instrumento nuevamente en servicio normal.

14. Registre las actividades de Prueba / Calibración en una bitácora en la Sala de

Control.

15. Asegúrese que el personal de Operaciones sepa que todas las actividades de

Prueba y calibración han sido completadas y que el instrumento se encuentra

nuevamente en servicio normal.

10.3.3 Prueba de las Alarmas de Temperatura


2. Determine los puntos de alarma de baja y alta temperatura.

3. Obtenga una orden de trabajo.





ocasionar situaciones de emergencia. Los detalles de los

diagramas de Causa y Efecto para el instrumento en cuestióndeberán ser revisados y comprendidos por todo el personal



6. Tenga un operador en el sitio para observar la indicación local de temperatura

(en caso de tenerla instalada) durante la Prueba de la alarma.

7. Simule los valores de alarma para baja y alta temperatura de acuerdo con la hoja

de datos del instrumento. Haga los ajustes que sean necesarios.

8. Confirme que la alarma suene en la Sala de Control cuando se alcancen los

puntos de ajuste de baja y alta temperatura.

9. Reconecte el instrumento al proceso.

10. Ponga el instrumento nuevamente en servicio normal.

11. Registre las actividades de Prueba / Calibración en una bitácora en la Sala de

Control.

12. Asegúrese que el personal de Operaciones sepa que todas las actividades de

Prueba y calibración han sido completadas y que el instrumento se encuentra

nuevamente en servicio normal.



10.3.4 Prueba de las Alarmas de Flujo


2. Determine los puntos de alarma para bajo y alto flujo (ya que los puntos de

alarma no son los mismos para todos los valores de flujo).


4. Si el instrumento es un controlador póngalo en modo manual.

Precaución: El sacar de servicio un instrumento de protección puedeocasionar situaciones de emergencia. Los detalles de los

diagramas de Causa y Efecto para el instrumento en cuestión

deberán ser revisados y comprendidos por todo el personal


5. Ponga en servicio el desvío del instrumento, en caso de existir.

6. Disponga de un operador en el sitio de trabajo para monitoree las condiciones

durante la prueba de la alarma.

7. Apague el calentamiento, en caso de que exista.

8. Cierre los puntos de alta y baja presión del instrumento.

9. Obvie la celda DP de diferencial de presión.

10. Confirme que la indicación de flujo se halle en “0”. Haga cualquier ajuste que

sea necesario.

11. Rellene el sello de ambas líneas, según sea requerido.

12. Simule la señal de 0 - 100%.

SECCION 11 APENDICE A – PLANOS Y DIAGRAMAS

FECHA DE ELABORACION: PAGINA1FECHA DE REVISION: REV. 0

A.1 Diagramas de Tubería e Instrumentación

A.2 Diagramas de Flujo del Proceso

A.3 Diagramas de Flujo de los Servicios

A.4 Esquema de Flujo de Salvaguarda del Proceso

A.5 Planos de Ubicación

A.6 Procedimientos y Planos de Precomisionamiento



A.1 DIAGRAMAS DE TUBERIA E INSTRUMENTACION

NUMERO REV. TITULO # DEPAGINAS

21-210-12-

101

3

DIAGRAMA DE TUBERIA E INSTRUMENTACION

SECCION DE ALIMENTACION


1

21-210-12-

102

3


INTERCAMBIADOR ALIM / EFLUE DEL REACTOR DE LA PRIMERA ETAPA


1

21-210-12-

103

3


REACTORES DE LA PRIMERA ETAPA


1

21-210-12-

104

3


INTERCAMBIADORES ALIM / EFLUE DEL REACTOR DE LA SEGUNDA ETAPA


1

21-210-12-

105

3


CALENTADOR DE LA ALIMENTACION DEL SEGUNDO REACTOR


1

21-210-12-

106

3


CONTROL DE GAS COMBUST PARA EL CALENTADOR DE LA ALIMENTACION


1

21-210-12-

107

3


SEGUNDO REACTOR


1

21-210-12-

108

3


ENFRIADORES DILUENTE DEL PRECALENTADOR / EFLUENTES DEL REACTOR


1

21-210-12-

109

3


ETAPA DE SEPARACION


1

21-210-12-

110

3


COMPRESOR DE RECICLO


1

21-210-12-

113

3


SECCION DE AGUA DE LAVADO


1




21-210-12-

114

3 PAQUETE DEL SISTEMA DE ANTIOXIDANTE


1

NUMERO EDICION TITULO # DEPAGINAS

21-210-12-

117

3


ALIMENTACION DEL ESTABILIZADOR


1

21-210-12-

118

3


TOPE DEL ESTABILIZADOR Y REFLUJO


1

21-10-12-119 3


PLANOS DE BOMBAS DE ACEITE DE LAVADO


1

21-210-12-

121

3


COMPRESOR DE GAS RICO EN HIDROGENO (HOJA 1 DE 2)


1

21-210-12-

122

3


COMPRESOR DE GAS RICO EN HIDROGENO (HOJA 2 DE 2)


1

21-210-12-

123

3


COMPRESOR DE HIDROGENO DE ELEVACION


1

21-210-12-

124

3


PURIFICACION DE HIDROGENO


1

21-210-12-

125

2


SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE (02K101A / B /C)


1

21-210-12-

126

3


SISTEMAS DE AGUA DE ENFRIAMIENTO (02K101A / B / C)


1

21-210-12-

127

3


CONTROL DE CAPACIDAD (02K101A / B / C)


1

21-210-12-

128

3


COMPRESOR DE HIDROGENO 02K101A / B / C VENTEO Y AMORTIGUADOR


1




21-210-12-

129

3 SECCION DE PURIFICACION DE HIDROGENO


1


21-210-12-

130

2


SERVICIOS DEL COMPRESOR (02K101A/B/C)


1

21-210-12-

131

2


SISTEMA DE ACEITE LUBRICANTE (02K101A/B/C)


1

21-210-12-

132

1


PURGA DE NITROGENO DEL COMPRESOR (02K101A/B/C)


1

21-210-12-

133

1


DETALLES DE CONEXION DE TOMA MUESTRA


1

Para la consulta de los Diagramas de Tuberías e Instrumentos realice una búsqueda por palabra clave:

1. Llamar la aplicación Altris - Wintrack

2. Llamar la función Consulta por Palabras Claves : Find Keyword

3. Seleccione la Palabra Clave : PID Unit # 21

3.1 En pantalla se muestran los PID de dicha Unidad.

3.2 Seleccione el PID que desee consultar y presione doble clip para una consulta rápida.

4. Una vez consultado el PID, puede regresar al Manual Operacional seleccionado nuevamente el archivo, através de la ventana.



A.2 DIAGRAMAS DE FLUJO DEL PROCESO

NUMERO REV TITULO # DE

PAGINAS

21-210-11-

401

2

DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO

SECCION DE REACCION / CASO BASE


1

21-210-11-

402

2


SECCION DE ESTABILIZACION


1

21-210-11-

403

2


SUMINISTRO / PURIFICACION DE HIDROGENO


1

21-210-11-

411

2


SECCION DE REACCION / CASO ALTERNO


1

21-210-11-

412

2


SECCION DE ESTABILIZACION / CASO 2: 300 BPSD LT NAFTA


1



A.3 DIAGRAMAS DE FLUJO DE LOS SERVICIOS INDUSTRIALES

NUMERO REV TITULO # DEPAGINAS

21-210-12-201 3


VAPOR DE AP Y CONDENSADO DE AP


1

21-210-12-202 3


VAPOR DE MP / BP


1

21-210-12-210 3


DISTRIBUCION DE GAS COMBUSTIBLE Y GAS NATURAL / CABEZAL DE

ACEITE DE DESECHO


1

21-210-12-220 3


SUMINISTRO Y RETORNO DE AGUA DE ENFRIAMIENTO


1

21-210-12-230 3


AGUA INDUSTRIAL Y POTABLE


1




21-210-12-240 3 DISTRIBUCION DE NITROGENO / AIRE DE INSTRUMENTOS Y PLANTA


1

21-210-12-260 3


CABEZAL DE RECOLECCION DEL MECHURRIO


1

21-210-12-

260A

3


CABEZAL DE RECOLECCION DEL MECHURRIO


1

A.4 ESQUEMA DE FLUJO DE SALVAGUARDA DEL PROCESO

NUMERO REV TITULO # DEPAGINAS

21-120-11-

601

3

ESQUEMA DE FLUJO DE SALVAGUARDA DEL PROCESO

SECCION DE REACCION


1

21-120-11-

602

3

ESQUEMA DE FLUJO DE SALVAGUARDA DEL PROCESO

ESTABILIZADOR DE NAFTA


1

21-120-11-

603

3


SECCION DE SUMINISTRO Y PURIFICACION DE H2


1



A.5 PLANOS DE UBICACION

NUMERO REV TITULO # DE

PAGINAS

16-210-30-

201

2

PLANOS DE UBICACION

UNIDAD HIDROTRATADORA DE NAFTA 1

19-210-60- 0

PLANO DE SEGURIDAD

UNIDAD HIDROTRATADORA DE NAFTA 1



100

21-670-12-

110

1


NHT, URA Y DAA

SISTEMA DE AGUA CONTRA INCENDIO

1

A.6 PROCEDIMIENTOS Y PLANOS DE PRECOMISIONAMIENTO

SECCION 11 APENDICE B - MISCELANEOS

FECHA DE ELABORACION: PAGINA 1FECHA DE REVISION: REV. 0

B.1 Miscelaneos

B.2 Tablas de Conversión

B.3 Esquemas Generales de Arranque y de Parada

B.4 Sistemas Eléctricos y de Servicios Industriales

B.5 Pruebas de Control de Laboratorio, Procedimientos

B.6 Programas de Toma de Muestras

B.7 Pruebas Rutinarias de Control a ser Realizadas por los Operadores



B.1 MISCELANEOS

DIAGRAMAS DE LOS MATERIALES DE CONSTRUCCION

NUMERO REV TITULO # DEPAGINA

S

21-120-11-501 2


SECCION DE REACCION


1

21-120-11-502 2


ESTABILIZADOR DE NAFTA


1

21-120-11-505 2


SECCION DE SUMINISTRO Y PURIFICACION DE H2


1



B.2 TABLAS DE CONVERSION

Tabla de Conversión de Sistema Métrico a Sistema Inglés

UNIDADES

INGLESAS

MULTIPLIQUE POR UNIDADES METRICAS

LONGITUD Pulgada in 25,4 Milímetro mm



B.3 ESQUEMAS GENERALES DE ARRANQUE Y DE PARADA


---- 0

PROCEDIMIENTOS DE ARRANQUE


UNIDAD 21

--

---- 0

PROCEDIMIENTOS DE PARADA


UNIDAD 21

--



B.4 SISTEMAS ELECTRICOS Y DE SERVICIOS

A continuación se indican los requerimientos generales de servicios de la Unidad

Hidrotratadora de Nafta para el caso de operación normal.

Características Nominales

Servicio barg °C Cantidad

Agua de Enfriamiento 4.4 34 335.129 kg. / h (1)

Vapor de AP 41.4 388 15.971 kg. / h (2)

Condensado 10.3 185 500 kg. / h

Gas Combustible 4.1 38 1.815 MM

kcal / h (3)

Potencia Eléctrica 4.000 V / 3 / 60

460 V / 3 / 60

2.163,3 kw

Notas:

(1) Se incluyen los requerimientos normales para las secciones de Reacción y

Fraccionamiento y los requerimientos de diseño para la Sección de Suministro

y Purificación de Hidrógeno.

(2) Se incluyen los requerimientos intermitentes de 02E106.



B.5 PRUEBAS DE CONTROL DE LABORATORIO, PROCEDIMIENTOS



B.6 PROGRAMAS DE TOMA DE MUESTRAS

HORA RESP.EQUIPO MUESTRA ANALISIS FRECUENCIA UNIDADES OBSERVACIONES5-7 10-12 15-17 20-22 LAB OP

HIDROGENOFRESCO

DIARIO DETERMINACION DE LACALIDAD DEL GAS DE

SOCA/SUMECAHIDROGENO

DEREPOSICION

LUNES Y JUEVES MONITORIZACION DELP.S.A.

CO

MP

RE

SOR

(02K

101)

HIDROGENODE RECICLO

COMPOSICION

JUEVES

% MOLAR

MONITORIZACIONPRESION PARCIAL EN

REACTORESR-101/2

X X

BOMBA02-P104

AGUA DELAVADO

NH3 MARTES YVIERNES

PPM MONITORIZACIONCALIDAD DEL AGUA DE

LAVADO

X X

HORNO 02F-101

GAS DECOMBUSTION

ORSAT MARTES %VOL VERIFICAR SI LACOMBUSTION ES

COMPLETA

X X

AZUFRE LUNES PPMMEZCLA DENAFTAS

(LIV./PES.)R.V.P. LUNES/MIERC. Y

VIERNESPSI

CONTROL DE CALIDAD AALMACENAJE

X X



B.7 PRUEBAS RUTINARIAS DE CONTROL A SER REALIZADAS POR LOS

OPERADORES

SECCION 11 APENDICE C - EQUIPOS MAYORES

FECHA DE ELABORACION: PAGINAFECHA DE REVISION: 04/29/00 REV. 0

1

C.1 Equipos Mayores.

C.2 Resumen de la Torre.

C.3 Resumen de los Tambores.

C.4 Resumen de los Reactores.

C.5 Resumen de los Hornos.

C.6 Resumen de los Intercambiadores.

C.7 Resumen de las Bombas.

C.8 Resumen y Curvas del Compresor.

C.9 Resumen del Equipos Especiales.

C.10 Indice de Instrumentos.

C.11 Hojas de Datos de los Equipos

C.12 Planos del Proveedor



2

C.1 EQUIPOS MAYORES

EQUIPO DESCRIPCION

02C101 Columna Estabilizadora02V101 Tambor de Compensación de la Alimentación02V102 Tambor del Separador02V103 Tambor de Separación del Compresor de Reciclo02V104 Tambor de Agua de Lavado02V105 Tambor en el Tope del Estabilizador02V106 Tanque de Separación de Gas Combustible02V108 Tambor de DMDS02V109 Tambor de Antioxidante02V110 Tambor en la Succión del Compresor de Gas Crudo02V111 Tambor en la Succión del Reforzador de H2

02R101A / S Reactor de Fase Líquida02R102 Segundo Reactor02P101A / S Bombas de Alimentación02P102A / S Bombas de Agua de Lavado02P103A / S Bombas de Diluente y Enfriador02P104A / S Bombas de Recirculación de Agua02P105 Bomba de DMDS para el Segundo Reactor02P106 Bomba de DMDS para el Reactor de Fase Líquida02P107 Bomba de Inyección de Antioxidante02P108A / S Bombas de Reflujo del Estabilizador02K101A Compresor de Gas Crudo02K101B Reforzador de H2

02K101C Compresor de Reciclo02E101 Intercamb Aliment Reactor Fase Líq / Eflue Segundo Reactor02E102 Intercambiador Alimentación / Efluentes del Segundo Reactor02E103 Precalentador de Diluente02E104 Enfriador (con Aire) de los Efluentes del Reactor02E105 Enfriador de Regulación de los Efluentes del Reactor02E106 Calentador de Arranque del Reactor de Fase Líquida02E108 Rehervidor del Estabilizador02E109 Condensador del Estabilizador02E110 Intercambiador Alimentación / Fondos del Estabilizador02E111 Enfriador (con Aire) de Nafta Hidrotratada Liviana02E112 Enfriador (con Aire) de Nafta Hidrotratada Pesada02E114 Primer Interenfriador de Gas Crudo02E115 Segundo Interenfriador de Gas Crudo02E116 Postenfriador de Gas Crudo02E117 Interenfriador Reforzador de Gas Crudo02E118 Enfriador Reforzador de Evacuación de H2

02F101 Calentador de Alimentación del Segundo Reactor

C.2 RESUMEN DE LA TORRE



3

02C101 – COLUMNA ESTABILIZADORA

Diámetro, mm Tope: 900 mm (ID)Fondo: 1800 mm (ID)T-T: 31100 mm (ID)

Número de platos 40

Presión de diseño 14.5 Barg.

Temperatura de diseño Tope: 100ºCFondo: 255ºC

Material Cabezal: Acero al carbonoCarcasa: Acero al carbono

P&ID 21-210-12-117

C.3 RESUMEN DE LOS TAMBORES



4

EQUIPO DESCRIPCION

02V101 Tambor de Compensación de la Alimentación02V102 Tambor Separador02V103 Tambor de Succión del Compresor de Reciclo02V104 Tambor de Agua de Lavado02V105 Acumulador del Tope de la Estabilizadora02V106 Tambor Separador de Gas Combustible02V108 Tambor de DMDS02V109 Tambor de Antioxidante02V110 Tambor de Succión del Compresor de Gas Rico en H2

02V11102V11302V130

Tambor de Succión del Compresor de H2 de ElevaciónTambor de Gas NetoTambor Separador al Mechurrio del P.S.A

Equipo Descripción Diám.(mm)IDHt (mm)T-T

Orientación Presión/TempDe Diseño

Material



5

02V101TamborCompensadordeAlimentación

2600 mm8150 mm Vertical

3.5 barg150ºC

Cabezal:CSCarcasa:CS

02V102 TamborSeparador

3000 mm9600 mm Horizontal

31.5 barg140ºC


03V103Tambor deSucción del02K101C


31.5 barg140ºC


02V104 Tanque deAgua de lavado


3.5 barg197ºC


02V105Acumuladordel Tope de laEstabilizadora

800 mm2400 mm Horizontal

14.5 barg100ºC


02V106TamborSeparador deGasCombustible


8.6 barg120ºC


02V108 Tambor deDMDS Vertical

3.5 barg66ºC

Interna:SSCarcasa:SS

02V109 Tambor deAntioxidante

02V110Tambor deSucción del02K101A


10.3 barg100ºC


02V111Tambor deSucción del02K101B


25 barg100ºC


02V113 Tambor deGas Neto


4.3 barg110ºC

Cabezal:SA-516Carcasa:CR-70

02V130Separador alMechurrio delP.S.A


10.3 barg110ºC


C.4 RESUMEN DE LOS REACTORES



6

EQUIPO DESCRIPCION

02R101A/S Reactores de fase lquida02R102 Reactor de fase gaseosa

Equipo Descripción Diám.(mm)IDHt (mm)T-T

Orientación Presión/TempDe Diseño

Material

02R101A/S

Reactores deFase Líquida


60 barg264ºC

Cabezal: 1.25Cr- 0.5 MoCarcasa: SS

02R102 Reactor deFase Gaseosa


42 barg398ºC

Cabezal: 1.25Cr- 0.5 MoCarcasa: SS

C.5 RESUMEN DE LOS HORNOS

EQUIPO DESCRIPCION



7

02F101 Calentador de la alimentación al Segundo Reactor

Equipo Descripción Calor detransferencia

mmKcal

P&ID Presión/TempDe Diseño

Material(tubos)

02F101Calentador dela alimentaciónal SegundoReactor

2.17 210-12-10545.5 barg

382ºC321 SS347 SS



8

C.6 RESUMEN DE INTERCAMBIADORES

EQUIPO DESCRIPCION02E101 Intercamb Aliment Reactor Fase Líq / Eflue Segundo Reactor02E102 Intercambiador Alimentación / Efluentes del Segundo Reactor02E103 Precalentador de Diluente02E104 Enfriador (con Aire) de los Efluentes del Reactor02E105 Enfriador de los Efluentes del Reactor02E106 Calentador de Arranque del Reactor de Fase Líquida02E108 Rehervidor de la Estabilizadora02E109 Condensador de la Estabilizadora02E110 Intercambiador Alimentación / Fondo de la Estabilizadora02E111 Enfriador (con Aire) de Nafta Liviana Hidrotratada02E112 Enfriador (con Aire) de Nafta Pesada Hidrotratada02E114 Primer Interenfriador de Gas Rico en H2

02E115 Segundo Interenfriador de Gas Rico en H2

02E116 Postenfriador de Gas Rico en H2

02E117 Interenfriador de H2 de Elevación02E118 Enfriador en recirculación de H2 de Elevación



9

Equipo Material Presión/TempDe Diseño

(Tubos)

Presión/TempDe Diseño(Carcasa)

Tipo P&ID

02E101A/BTubo:SA-213-T11Carcasa:SA-387-11CL2

FV / 60.0 barg218ºC


AET(H) 21-210-12-105

02E102A-CTubo:321-SSCarcasa:CR&SS



AES(H) 21-210-12-104

02E103Tubo:SA-214-CSCarcasa:SA-516-70CS



AES(H) 21-210-12-108

02EA104 HDR/T:CS FV / 32.9 barg224ºC

21-10-210-108

02E105 Tubo:SA-179-CSCarcasa:SA-516-70HIC

FV / 21.3 barg66ºC


AEU(H) 21-210-12-108

02E106 Tubo:SA-179-CSCarcasa:SA-516-70CS



AET(H) 21-210-12-102




NEN(V)) 21-210-12-117

02E109Tubo:SA-214-CSCarcasa:SA-516-70HIC

FV / 10.3 barg66ºC


AEU(H) 21-210-12-118




AES(H) 21-210-12-117

02EA111 Acero alcarbono

15.0 barg223ºC

21-210-21-118

02EA112 Acero alcarbono

15.0 barg227ºC

21-210-12-117


FV / 10.3 barg66ºC

10.3 baeg125ºC

AEU(H) 21-210-12-121


FV / 10.3 barg66ºC

10.3 baeg125ºC

AEU(H) 21-210-12-122



10


FV / 17.0 barg66ºC

25.0 barg115ºC

AEU(H) 21-210-12-122


FV / 25.0 barg66ºC

37.0 barg120ºC

AEU(H) 21-210-12-123


FV / 17.5 barg66ºC

26.0 barg110ºC

AEU(H) 21-210-12-123



11

C.7 RESUMEN DE LAS BOMBAS

EQUIPO DESCRIPCION

02P101A / S Bombas de Alimentación02P102A / S Bombas de Agua de Lavado02P103A / S Bombas de Diluente y Quench02P104A / S Bombas de Recirculación de Agua02P105 Bomba de DMDS para el Segundo Reactor02P106 Bomba de DMDS para el Reactor de Fase Líquida02P107 Bomba de Inyección de Antioxidante02P108A / S Bombas de Reflujo de la Estabilizadora



12

Resumen de las Bombas

Equipo DescripciónCapacidad

normal /nominal(m3 / h)

∆Pbar

Motorkw

MaterialCarcasa / Impulsor

Comentarios

02P101A / S Bombas de Alimentación 78.0 45 186 CS / CS Centrífuga02P102A / S Bombas de Agua de Lavado 3.6 28.5 18.7 316SS / 316SS Centrífuga02P103A / S Bombas de Diluente y Quench 98.0 13.4 93 CS / 12%Cr Centrífuga02P104A / S Bombas de Recirculación de Agua 13.7 3.8 5.5 CS / 12%Cr Centrífuga

02P105 Bomba de DMDS para el Segundo Reactor 1.0 37 0.2 SS / SS Dosificadora02P106 Bomba de DMDS para el Reactor de Fase Líq 0.15 42.5 0.2 SS / SS Dosificadora02P107 Bomba de Inyección de Antioxidante 0.015 2.7 0.2 SS / SS Dosificadora

02P108A / S Bombas de Reflujo de la Estabilizadora 11.9 3 3.7 CS / CS Centrífuga



13

C.8 RESUMEN Y CURVAS DEL COMPRESOR

Curva de rendimiento del 02K101A/B/C Rev. 0 02-99Curva de rendimiento del motor Rev. B 01-98Curva de torque y velocidad del motor Rev. B 01-98

C.9 RESUMEN DE EQUIPOS ESPECIALES



14

ETIQUETA DESCRIPCION

02S101 Filtro de la Alimentación02A101 Eyector de Evaluación del Arranque02A102 Paquete de inyección de DMDS02A103 Paquete de Inyección de Antioxidante02A105 Atemperador de Vapor de AP02A106 Unidad de Purificación de H2

02A107 Grúa del Puente

0C.10 INDICE DE LOS INSTRUMENTOS



15

DOCUMENTO # DE PAGINAS REV FECHA

Indíce de Instrumentos 215 1 02-99

C.11 HOJAS DE DATOS DE LOS EQUIPOS

EQUIPO DESCRIPCION REVISION



16

02C10102C101T

Columna Estabilizadora M4Platos de la Estabilizadora M2

02V101 Tambor Compensador de Alimentación M302V102 Tambor Separador M402V103 Tambor de Succión del Compresor de Reciclo M202V104 Tambor de Agua de Lavado M302V105 Acumulador del Tope de la Estabilizadora M302V106 Tambor Separador de Gas Combustible M302V108 Tambor de DMDS02V109 Tambor de Antioxidante02V110 Tambor en la Succión del Compresor de Gas Rico en H2 M202V11102V130

Tambor en la Succión del H2 de elevación M2Tambor Separador al Mechurrio del P.S.A M3

02R101A / S Reactor de Fase Líquida M302R10202S10102S103A/B

Segundo Reactor M3Filtro en Línea de Alimentación M3Coalescedor en entrada al P.S.A M3

02P101A / S Bombas de Alimentación M602P102A / S Bombas de Agua de Lavado M502P103A / S Bombas de Diluente y Quench M402P104A / S Bombas de Recirculación de Agua M402P105 Bomba de DMDS para el Segundo Reactor M102P106 Bomba de DMDS para el Reactor de Fase Líquida M102P107 Bomba de Inyección de Antioxidante02P108A / S Bombas de Reflujo de la Estabilizadora M502K101A Compresor de Gas Rico en H2 M202K101B Compresor de H2 de elevación M202K101C Compresor de Gas de Reciclo M202E101 Intercamb Aliment Reactor Fase Líq / Eflue Segundo Reactor M202E102 Intercambiador Alimentación / Efluentes del Segundo Reactor M202E103 Precalentador de Diluente M302E104 Enfriador (con Aire) de los Efluentes del Reactor M502E105 Enfriador de los Efluentes del Reactor M202E106 Calentador de Arranque del Reactor de Fase Líquida M302E108 Rehervidor de la Estabilizadora M202E109 Condensador de la Estabilizadora M202E110 Intercambiador Alimentación / Fondo de la Estabilizadora M202E111 Enfriador (con Aire) de Nafta Liviana Hidrotratada M302E112 Enfriador (con Aire) de Nafta Pesada Hidrotratada M402E114 Primer Interenfriador de Gas Rico en H2 M202E115 Segundo Interenfriador de Gas Rico en H2 M202E116 Postenfriador de Gas Rico en H2 M302E117 Interenfriador de H2 de elevación M202E118 Enfriador en recirculación de H2 de elevación M2



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02F101 Calentador de la Alimentación del Segundo Reactor 0

C.12 PLANOS DEL PROVEEDOR



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EQUIPO DESCRIPCION REVISION

02C101 Columna Estabilizadora G02V101 Tambor Compensador de Alimentación 302V102 Tambor Separador 402V103 Tambor de Succión del Compresor de Reciclo C02V104 Tambor de Agua de Lavado 202V105 Tambor del Tope de la Estabilizadora 202V106 Tambor Separador de Gas Combustible 202V108 Tambor de DMDS 002V109 Tambor de Antioxidante02V110 Tambor en la Succión del Compresor de Gas Rico en H2 202V11102V130

Tambor en la Succión del H2 de elevación 2Tambor Separador al Mechurrio del P.S.A 4

02R101A / S Reactor de Fase Líquida 402R10202S10102S103A/B

Segundo Reactor 4Filtro en Línea de Alimentación 4Coalescedor en entrada al P.S.A A

02P101A / S Bombas de Alimentación B02P102A / S Bombas de Agua de Lavado 302P103A / S Bombas de Diluente y Quench B02P104A / S Bombas de Recirculación de Agua C02P105 Bomba de DMDS para el Segundo Reactor 002P106 Bomba de DMDS para el Reactor de Fase Líquida 002P107 Bomba de Inyección de Antioxidante02P108A / S Bombas de Reflujo de la Estabilizadora C02K101A Compresor de Gas Rico en H2 C02K101B Compresor de H2 de elevación C02K101C Compresor de Gas de Reciclo C02E101 Intercamb Aliment Reactor Fase Líq / Eflue Segundo Reactor 702E102 Intercambiador Alimentación / Efluentes del Segundo Reactor 2/1/102E103 Precalentador de Diluente 302E104 Enfriador (con Aire) de los Efluentes del Reactor 102E105 Enfriador de los Efluentes del Reactor 402E106 Calentador de Arranque del Reactor de Fase Líquida 502E108 Rehervidor de la Estabilizadora 402E109 Condensador de la Estabilizadora 302E110 Intercambiador Alimentación / Fondo de la Estabilizadora 402EA111 Enfriador (con Aire) de Nafta Liviana Hidrotratada 402EA112 Enfriador (con Aire) de Nafta Pesada Hidrotratada 402E114 Primer Interenfriador de Gas Rico en H2 402E115 Segundo Interenfriador de Gas Rico en H2 402E116 Postenfriador de Gas Rico en H2 4



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02E117 Interenfriador de H2 de elevación 402E118 Enfriador en recirculación de H2 de elevación 402F101 Calentador de la Alimentacioón del Segundo Reactor 2

Manual Ope U-21

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