manual de adiestramiento lgn

PETROQUÍMICA DE VENEZUELA

COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO

GERENCIA DE PRODUCCION

SUPERINTENDENCIA DE GAS

MANUAL OPERACIONAL

PLANTA LGN I

El Tablazo, Mayo 2001

CRÉDITOS

Especialistas de Contenido

Henry Rodríguez

Antonio De Turris

Metodología

Hilario Lares

SUPERINTENDENCIA DE PLANTA

L.G.N I/II

CONTENIDO

Créditos

Introducción

CAPÍTULO I

Planta L.G.N. I

1. Descripción del proceso.

1.1 Deshidratación de la alimentación.

1.2 Extracción de líquidos.

1.3 Expansión, Desmetanización Caliente, Fría y Compresión.

1.4 Separación de productos.

2. Función.

3. Equipos asociados al sistema.

3.1 Lechos de tamiz molecular V-2 A/B.

3.2 Depurador de gas regeneración V-3.

3.3 Horno H-1B.

3.4 Gas de regeneración.

3.5 Filtros de partículas y/o polvo F-1/30.

4. Parámetros a chequear antes del arranque. Sistema de Deshidratación.

5. Parámetros a chequear después del arranque.

6. Tabla de problemas operacionales.

7. Parámetros a chequear antes del arranque de planta LGN I.

8. Procedimientos de arranque de la planta LGN I.

8.1 Desplazamiento del aire con nitrógeno y purga de equipos.

8.2 Desplazamiento del nitrógeno con gas seco de LGN II.

8.3 Secado de la caja fría E-30 (con metanol).

8.4 Alimentación con gas rico del V-24 a LGN I.

9. Parada manual de planta LGN I.

10. Parada para mantenimiento.

11. Sistema de distribución de gas residual (Estación Reductora V-24 y

Estación Reductora V-24).

11.1 Función.

12. Estación y distribución V-24.

12.1 Función.


CAPÍTULO II

Sistema de Desmetanización

1. Función

1.1 Equipos asociados al sistema.

1.1.1 Turbo Expansor EC-1/C-1.

1.1.2 Torre Estabilizadora Fría (V-30).

1.1.3 Torre Estabilizadora Caliente (V-5).

1.1.4 Intercambiador de Calor (E-30).

1.1.5 Bombas de Reflujo P-30 A/B.

1.1.6 Sistema de Calentamiento.

2. Lista de chequeo Pre-Arranque.

2.1 Condensador de tope (E-14).

2.2 Rehervidor de fondo (E-16).

2.3 Tambor acumulador de líquidos (V-12).

2.4 Enfriador de producto (E-15).

2.5 Enfriador de producto de fondo (E-10).

2.6 Bombas de reflujo (P-5 A/B).

3. Procedimientos de arranque.

4. Arranque de la Unidad Turbo Expansor Roto-Flow.


6. Parada manual de la Unidad Turbo Expansor.

7. Paro automático del sistema Expansor EX1/C-1.

8. Operaciones a efectuar para un paro programado para mantenimiento.


10. Sección de fraccionamiento (Torre Desetanizadora V-7).

10.1 Función.

10.2 Funcionamiento.

10.2.1 Intercambiador de calor E-7.

10.2.2 Condensador del tope de la torre (E-6).

10.2.3 Tambor acumulador de reflujo (V-8).

10.2.4 Bombas de reflujo P-3 A/B.


11.1 Torre Desetanizadora V-7.

11.2 Condensador de tope E-6.

11.3 Intercambiador de calor fondo torre desetanizadora E-7.

11.4 Tambor de reflujo V-8.

11.5 Bombas de reflujo P-3 A/B.

12. Parámetros a chequear antes del arranque.

13. Operaciones de arranque del sistema.


14.1 Seguridad del equipo (Alarmas/Disparos).


16. Parámetros a chequear en proceso normal.

17. Operaciones a efectuar en paro normal.

18. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.


20. Sistema Depropanizador V-9.

20.1 Función.


20.2.1 Torre de destilación V-9.

20.2.2 Condensador de producto de tope (E-8).

20.2.3 Rehervidor de fondo (E-9).

20.2.4 Tambor acumulador de líquido (V-10).

20.2.5 Enfriador de producto (E-11).



21.1 Condensador de tope (E-8).

21.2 Intercambiador de calor (E-9). Rehervidor.

21.3 Tambor acumulador de reflujo (V-10).

21.4 Enfriador de producto (E-11).

21.5 Bombas de reflujo (P-4 A/B).





26. Procedimientos de arranque de la torre depropanizadora.



29. Sistema Debutanizador (V-11).

29.1 Función.

29.1.1 Torre desbutanizadora V-11.

29.1.2 Rehervidor de fondo E-16.

29.1.3 Condensador de tope E-14.

29.1.4 Tambor acumulador de reflujo V-12.

29.1.5 Enfriador de producto E-15.

29.1.6 Enfriador de gasolina E-10.


30. Procedimientos de arranque del sistema debutanizador.




CAPÍTULO III

Sistema de Refrigeración en Propano

1. Función.

2. Funcionamiento.

2.1 Turbina a vapor.

2.2 Caja multiplicadora.

2.3 Condensador de descarga.

2.4 Tanque Flash.

2.5 Tanque acumulador de refrigerante (V-20).



4.1 Sistema de vapor.

5. Operación de arranque del equipo.

5.1 Seguridad del equipo.

6. Paro manual del sistema.

7. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema.

8. Operaciones a efectuar en un paro programado de mantenimiento.


CAPÍTULO IV

Sistema de Tratamiento de Etano (D.G.A)


2. Función.

3. Funcionamiento.

4. Arranque del sistema de tratamiento de etano (D.G.A).

4.1 Seguridad del sistema de D.G.A. (Alarmas/Disparos).



7. Operaciones a efectuar en paro normal del equipo.


9. Equipos asociados al sistema de D.G.A.

9.1 Torre absorbedora V-15.

9.2 Tanque separador de amina V-23.

9.3 Columna despojadora de amina V-16.

9.4 Filtros F-3/F-3A

9.5 Acumulador de amina V-22.

9.6 Regenerador de amina H-3.

9.7 Arranque Hornos H-2 A/B.

10. Seguimiento que debe llevarse a cabo sobre las especificaciones de la

solución de amina.

10.1 Control sobre solución.

10.2 Sales térmicamente estables.

10.3 Productos fuera de especificación.

10.4 Fórmula para el cálculo de flujo de amina requerido para diferentes

volúmenes de gas.

11.5 Especificación del agua de reposición.


CAPÍTULO V

Sistema Manejo y Estabilización de Condensados.

1. Función.



3.1 Separadores V-24 A/B.

3.2 Separador de baja presión V-24C.

3.3 Sistema estabilizador de condensados.


4.1 Filtros coalescedores SF-1 A/B.

4.2 Intercambiador Pre-Calentador de condensado SE-1.

4.3 Calentador de líquidos secundarios SE-2.

4.4 Torre estabilizadora SV-1.

4.5 Calentadores (Rehervidores) de fondo SE-4 A/B.

4.6 Tambor acumulador de condensado de vapor SV-3.

4.7 Bombas de condensado de vapor SP-1 A/B.

4.8 Enfriador de líquidos estabilizados SE-3.

4.9 Bombas de recirculación de líquidos hidrocarburos SP-2.

5. Arranque de planta estabilizadora de líquidos.

5.1 Arranque de planta estabilizadora.

6. Paro normal de planta estabilizadora.

7. Paro de emergencia de planta estabilizadora.


CAPÍTULO VI

Sistema de Refrigeración de Almacenaje

1. Función.




5. Operaciones de arranque del sistema.

6. Condiciones operacionales en proceso normal.

7. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema.


9. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del

sistema.


Sistema de Suministro de Propano a Olefinas I/II.

Suministro de Propano Caliente

1. Función.



4. Operaciones de arranque de la moto bomba 3102 JA

5. Operaciones de arranque de la turbo bomba 3102 JB.






sistema.

10.1 Mantenimiento al intercambiador 3102-C1/C2.

10.2 Mantenimiento de bomba 3102 JA/JB.


Suministro de Propano Frío

1. Función.



4. Operaciones de arranque de la moto bomba 7110R/M.






sistema.


Sistema de Descarga de Propano desde Buques.

1. Función.


3. Procedimientos de enfriamiento de la línea de descarga.


5. Operación de descarga.

6. Parámetros a chequear durante la descarga de propano.

7. Procedimientos para cuantificar la descarga total de propano.


9. Anexos.

9.1 Diagramas de flujo.

9.2 Bitácoras operacionales.

9.3 Diagramas de protecciones en los compresores de almacenaje.

9.4 Tablas para el cálculo en descarga de propano.

Introducción

La Planta de Extracción de Líquidos LGN I (El Tablazo I) se encuentra

ubicada en el Complejo Petroquímico El Tablazo, en los Puertos de

Altagracia, en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo.

LGN I (El Tablazo I) opera con gas natural proveniente del Lago de

Maracaibo. Las plantas compresoras que envían gas a El Tablazo I son:

Lama I, Lago Gas IV, Ceuta Gas y Lago I. Esta planta consta de dos

secciones principales: la primera está constituida por un tren de

enfriamiento que tiene como objetivo separar los líquidos del gas natural

y la segunda por una unidad de endulzamiento con amina que tiene como

función remover el CO2 presente en la corriente de etano que sale de la

sección anterior.

Los productos obtenidos en esta planta son básicamente metano, etano,

propano, butano y gasolina. El gas metano es utilizado dentro de la

misma planta como gas combustible para satisfacer los requerimientos

calóricos de los equipos. Además es utilizado dentro del Complejo Zulia

para cumplir los requerimientos energéticos de otras plantas o como gas

de proceso para las Plantas de Amoníaco. Por otro lado, el etano y el

propano son enviados continuamente a las Plantas de Olefinas de este

complejo petroquímico para producir etileno y propileno. Finalmente,

los butanos y gasolinas naturales son enviados a la Refinería de Bajo

Grande, propiedad de PDVSA GAS, en la cual se reprocesan para luego

enviarlos a la Refinería de Cardón, propiedad de PDVSA

MANUFACTURA.

De los productos mencionados anteriormente, los de mayor interés

económico para Pequiven, son el etano y el propano, ya que ellos

constituyen la principal materia prima en el procesamiento de los

productos olefínicos, los cuales a su vez son materia prima de los

plásticos que encontramos en el mercado nacional e internacional. Por

esta razón, para Pequiven es esencial que esta planta trabaje en su

máxima capacidad y eficiencia.

La planta LGN I fue diseñada para procesar 165 MMPCED de gas

natural, con una recuperación del 54% de etano y un 87% de propano.

Sin embargo, en la actualidad se encuentra operando con una corriente de

gas de alimentación de 134 MMPCED (media estadística 1997) y con

una recuperación de etano de 38.4% y de propano de 83.8%. Estas

desviaciones en las recuperaciones de etano y propano se deben

básicamente a la tecnología utilizada, variaciones de las condiciones

operacionales del proceso, a la disminución de eficiencia de los equipos

con el transcurrir del tiempo y a cambios bruscos en las composiciones

del gas de alimentación, que han ocasionado que el etano y propano no

puedan ser recuperados eficientemente y fluya en conjunto con el gas

metano (gas combustible). Esto indudablemente ha incrementado la

capacidad calórica del gas combustible, sin embargo, ha disminuido

notablemente la producción de etano en la planta.



GERENCIA DE OLEFINAS

CAPÍTULO I

PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES

CAPÍTULO

I

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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO

SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99

CAPÍTULO I

Planta L.G.N. I

1. Descripción del Proceso

Esta planta recibe como alimentación, gas natural proveniente de los

pozos del Lago de Maracaibo. Dicho gas es separado en sus

componentes (metano, etano, propano, butanos y gasolina natural), y

éstos son utilizados como alimentación a diversas plantas dentro y fuera

del complejo.

La función de la planta es extraer los líquidos de la corriente de gas

natural mediante su condensación a baja temperatura y alta presión. La

temperatura requerida para la condensación se produce enfriando el gas

de alimentación deshidratado, por medio del intercambio de calor con los

corrientes, una de propano refrigerante y la otra de gas metano frío, el

cual queda después de la extracción del líquido, la expansión y

desmetanización del gas de alimentación. Después de la

desmetanización, los líquidos del gas natural son separados por

fraccionamiento convencional.

Las principales etapas del proceso son:

- Deshidratación de la alimentación.

- Extracción de líquidos.

- Desmetanización caliente y fría.

- Expansión y compresión.

- Separación de productos.


CAPÍTULO

I

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1.1 Deshidratación de la Alimentación

El gas de alimentación entra al separador (V-1) a una presión de 850

Psig, una temperatura que oscila entre 90 y 100 °F y un flujo de 165

MMPCPD. Este separador es de tipo trifásico, donde el agua libre se

deposita en el fondo y se drena automáticamente.

El gas sale por la parte superior del tambor V-1 y pasa a uno de los dos

deshidratadores V-2 A/B, donde se absorbe el agua mediante lechos de

tamices moleculares.

Estos deshidratadores trabajan en forma cíclica, mientras uno deshidrata

gas el otro lecho se está regenerando. El gas de regeneración, que es una

parte del gas metano, se calienta hasta 570 °F y se pasa a través de los

lechos desecantes para remover el agua, luego se enfría hasta 100 °F y se

separa el agua contenida, luego se reinyecta a la corriente de gas metano.

Los hidrocarburos líquidos drenados en V-1 se envían hacia el separador

V-24C para luego inyectarlo a la torre estabilizadora de condensados

SV-01. Este flujo no es constante ya que el nivel de líquidos

condensados depende de la temperatura y composición del gas de

alimentación, sin embargo a 70 °F algunas cantidades de líquidos se

separan en el tambor V-1.

1.2 Extracción de Líquidos.

La mezcla deshidratada pasa a través del tren de enfriamiento, en donde

se enfría hasta aprox. 1 °F y se condensa el líquido que servirá de

alimentación a la desmetanizadora fría V-30. El primer intercambiador

en el tren de enfriamiento es el E-1, donde es enfriada la corriente del gas

de alimentación hasta 79 °F por intercambio de calor con el gas metano

frío.

Luego el gas de alimentación se enfría hasta 27 °F en el rehervidor del

desmetanizadora, E-5, más tarde pasa al E-2 donde se enfría hasta 20 °F


CAPÍTULO

I

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intercambiando calor con el gas metano. Del E-2 pasa al E-3, donde se

enfría hasta 4 °F por medio de un sistema de refrigeración con propano y

finalmente alcanza una temperatura de aprox. 1 °F intercambiando calor

con el gas metano en los intercambiadores E-4 A/B.

El líquido y el vapor se separan a 817 Psig y 0.75 °F en el separador de

entrada del expansor (V-4). El nivel de este separador se mantiene por

medio de una válvula de control en la salida del líquido (LV-704); el

líquido se expande a través de esta válvula hasta 812 Psig y 0.5 °F.

Este líquido se mezcla con una parte de la corriente de gas proveniente

del separador V-4. Esta corriente pasa luego a enfriarse con gas residual

hasta –107 °F en el intercambiador E-30, para luego alimentar a la parte

superior de la desmetanizadora fría V-30.

1.3 Expansión, Desmetanización Caliente, Fría y Compresión.

Una corriente de vapor frío del separador V-4 es removida antes de que

este vapor frío fluya al turbo expansor (EC-1) el caudal de la corriente es

controlado para que se adapte y sea un porcentaje del flujo total del vapor

frío del separador.

Al retirar esta fracción proporciona una corriente rica en hidrocarburos

que es parcialmente condensada en el enfriador E-30, resultando que una

corriente de dos (2) fases sea alimentada al tope de la torre

desmetanizadora fría V-30 proporcionando un reflujo para el absorbedor

y así a su vez mejorando la recuperación de hidrocarburos líquidos.

La parte de los vapores del V-4, que no van hacia el E-30 se expande

desde 817 Psig y 1 °F hasta 224 Lbs y –84°F a través del Turbo-

Expansor (EC-1).


CAPÍTULO

I

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La expansión provee la potencia necesaria para el compresor de gas

residual (C-1). Estos líquidos al separarse del vapor, en el fondo de la

torre de absorción V-30 (Desmetanizadora Fría) sirve como reflujo de la

desmetanizadora caliente (V-5). Los fondos de la desmetanizadora fría

V-30 son enviados a través de las bombas P-30 A/B hasta la parte

superior de la desmetanizadora caliente V-5. La combinación de estas

torres separan el componente más liviano (metano) y parte del CO2.

El calor del rehervidor para la torre V-5 viene de dos fuentes. A través

del enfriamiento de gas de alimentación de la planta en el E-5 y si es

necesario, condensando el producto de tope de la torre despropanizadora

(V-9) en el intercambiador E-17. Los requerimientos normales de calor

se consiguen con la utilización del rehervidor E-5, y no es necesario el

paso del producto del tope de la despropanizadora por el rehervidor E-17.

El producto de fondo de la desmetanizadora es bombeado a 42 °F como

alimentación a la torre desetanizadora V-7.

Los vapores provenientes del plato del tope de la desmetanizadora es

bombeado a 42 °F como alimentación a la torre desmetanizadora V-7.

Los vapores provenientes del plato del tope de la desmetanizadora

caliente V-5 alimentan al fondo de la desmetanizadora fría V-30. El gas

residual (gas metano) de la desmetanizadora fría V-30 (-111 °F y 222

Psig) se envía hacia el enfriador E-30 donde se calienta hasta 5 °F.

El gas metano ahora a una temperatura de 5 °F absorbe calor del gas de

alimentación a medida que va pasando por los intercambiadores de calor,

gas residual-alimentación, E-4 A/B, E-2 y E-1. Este gas sale de E-1 a

183 Psig y 78 °F, y se comprime hasta 284 Psig en el compresor C-1, el

cual es impulsado por el turbo-expansor (EC-1).


CAPÍTULO

I

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El gas metano se enfría hasta 110 °F y tiene una presión de 250 Psig a los

límites de batería. Parte de este gas es utilizado en planta como

combustible y otra parte se calienta y circula por las unidades de

deshidratación (aprox. 10 MMPCPD).

1.4 Separación de Productos.

El fondo de la torre V-5, calienta a la desetanizadora V-7 a través de las

bombas P-1 A/B para separar el etano y el dióxido de carbono.

El medio de enfriamiento usado en el condensador de tope (E-6) es

propano a 32 °F proveniente del sistema de refrigeración mecánica. La

fuente de calor en el rehervidor E-7 (Tipo Kettle) es vapor de agua de 30

Psig. El etano vapor sale del tambor de destilado V-8 a 400 Psig y 41 °F.

El líquido de fondo de la torre V-7, libre de etano y dióxido de carbono,

que sale del rehervidor E-7 alimenta a la torre despropanizadora (V-9).

En esta torre también se utiliza vapor de agua como medio de

calentamiento en el rehervidor E-9.

El propano líquido proveniente del acumulador de reflujo V-10 se suben

fría hasta 110 °F en el enfriador E-11, y se entrega a esta temperatura y a

250 Psig en los límites de batería, a las plantas de olefinas o al tanque de

propano 3101- F.

El butano y los líquidos más pesados salen del despropanizador a 280

Psig y 251 °F. Estos líquidos se expanden a través de una válvula de

control (LV-709), hasta 85 Psig y 162 °F, y entran a la desbutanizadora

(V-11). El rehervidor de la desbutanizadora (E-16), utiliza vapor de agua

de baja presión como medio de calentamiento. El butano líquido se

bombea desde el acumulador de reflujo V-12 a través del enfriador E-15

hasta el tanque de almacenamiento de butanos TK-3102 o hacia los

tanques de reproceso.


CAPÍTULO

I

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El producto de fondo de la desbutanizadora es gasolina (pentano +), y se

enfría hasta 110 °F en el enfriador E-10, antes de ir hacia el tanque de

almacenamiento de gasolina TK-3202 o hacia los tanques de reproceso.

2. Función

La Planta de Procesamiento de Gas de El Tablazo está diseñada para

recuperar los líquidos del gas natural (LGN) etano, propano, butano

(normal e iso-butano) y gasolina (C5+) de una corriente de 165

MMPCED de gas natural.

Alimentación

El gas de alimentación a la Planta tendrá la siguiente composición:

Componente % Molar

Nitrógeno 0.32

Dióxido de Carbono 4.38

Metano 73.91

Etano 11.69

Propano 5.82

i-Butano 1.05

n-Butano 1.73

i-Pentano 0.46

n-Pentano 0.40

Hexano y más pesados 0.24

_________

100.00


CAPÍTULO

I

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Azufre 2.4 ppm

Sulfuro de Hidrógeno 12 ppm (máximo)

Agua 40 Lbs/MMPCED

Presión 840 Psig

Temperatura de 90 °F a 100 °F.

Flujo 165 MMPCED a 14.65 psia y 60 °F

Etano

Composición (en base libre de CO2)

Metano 0.5% mol máx.

Etano 96.5% mol máx.

Propano 3.0% mol máx.

Butano y más pesados 0.1% mol máx.

Agua 5 ppm máx.

Azufre 5 granos/100 PCE máx.

Condiciones y Cantidades

Presión 370 Psig

Temperatura 77 °F

Cantidad Total 508 TM/Día

(13.96 MMPCED)


CAPÍTULO

I

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Propano

Composición

Etano 2.0% mol máx.

Propano 96.5% mol máx

Butano y más pesados 1.5% mol máx.

Agua 20 ppm máx.

Azufre 10 granos/100 PCE máx.

Condiciones y Cantidades

Presión 220 psig mín.

Temperatura 100 °F máx.

Cantidad 177 gpm a 60 °F

(6069 BPD ó 490 TMD)

Butano

Presión de Vapor

Temperatura de Evaporación 95% máx. 34 °F

(Weathering Test, ASTM D18279)

Contenido de Azufre 15 Granos/1000 PCE máx.

ASTM D1266

Agua Libre Ninguna (ASTM D1657)



(3223 BPD)


CAPÍTULO

I

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Gasolina (Pentano y más pesados)

Butano 5% mol máx.



1646 BPD

Gas Residual (Gas Metano)

Presión 275 Psig

Temperatura 109 °F

Cantidad 133 MMPCED a 147 Psia y 60 °F

3. Equipos Asociados al Sistema

3.1 Lechos de Tamiz Molecular V-2A/B

El objetivo es eliminar la humedad del gas a través de un proceso de

adsorción.

3.2 Depurador de Gas de Regeneración V-3

El objetivo es separar los líquidos que se forman por saturación en los

deshidratadores.

3.3 Horno H-1B

El objetivo es calentar 12 MMPCSD aproximadamente del gas residual;

calentarlo de 120 °F a 570 °F para utilizarlo como gas de regeneración de

los lechos de tamiz molecular V-2A/B.


CAPÍTULO

I

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3.4 Gas de Regeneración

El objetivo de este gas que es calentado de 120 °F a 570 °F es pasar a

través de los lechos desecante para remover el agua, luego se enfría hasta

100 °F (E-19A/B y E-20) y va al separador V-3, donde se separa el agua

y los hidrocarburos líquidos para pasar finalmente al gas residual de

nuevo.

3.5 Filtros de partículas y/o polvo F-1/30

Su objetivo es detener el polvo o partículas sólidas que puedan generar

los tamices moleculares, ya que esto pudiera ocasionar obstrucción en los

equipos del sistema de extracción.

4. Parámetros a chequear antes del arranque. Sistema de

Deshidratación.

1. Presión y volumen del gas combustible del horno H-1B.

2. Presión y volumen del gas de regeneración a través del H-1B y

lecho V-2A o 2B.

3. Temperatura de chimenea del H-1B.

4. Temperatura del gas de regeneración.

5. Temperatura alcanzada por el lecho V-2A o V-2B.

6. Temperatura del gas de regeneración después de los E-19A/B

y E-20.

7. Nivel en el depurador de gas de regeneración V-3.

8. Nivel de separadores V-24A y V-1.


CAPÍTULO

I

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9. Presión del gas de alimentación.

10. Presión del gas residual en el cabezal de baja.

5. Parámetros a chequear después del arranque

1. Temperatura del gas de alimentación saliendo del lecho V-2A o B

hacia extracción.

2. Humedad en el gas de alimentación saliendo del deshidratador

V-2A o B (- de 1 PPM).

3. Volumen del gas de alimentación entrando a los V-2A o B.

4. Nivel en el V-24A y V-1.

5. Temperatura del gas de alimentación en el V-1.

6. Horno H-1B E/S. Temperatura de chimenea.

7. Temperatura del gas de regeneración saliendo del H-1B.

8. Temperatura del gas de regeneración saliendo del lecho.

9. Temperatura del gas de regeneración saliendo de los enfriadores

E-19A/B y E-20.

10. Nivel del V-3.

11. Flujo y volumen del gas de regeneración.

12. Diferencial de presión en los filtros de polvo F-1/30.


CAPÍTULO

I

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6. Tabla de problemas operacionales

PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O

CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión de gas

de alimentación en

lechos de tamiz

molecular (V-2A o

B)

Alta presión en el

suministro de gas en

líneas de 16” y 20”.

Arrastre de tamiz

molecular.

Disparo de las PSV

de los lechos V-2A o

B.

Ruptura de las bolas

de soporte

(cerámica).

Taponamiento en

tren de extracción al

colapsar los filtros de

polvo F-30 y F-1.

Informar a control de

gas para que baje los

suministros de gas.

Restringir v/v #24 ó

32 a nivel del V-24.

Verificar set point en

controles de líneas de

16” (nueva y

vieja).

Baja presión en gas

de alimentación de

los lechos de tamiz

molecular (V-2 A ó

B).

Baja presión de

suministro de gas.

Cierre parcial de

válvulas #32/24.

Válvulas V-1 y V-2

de entrada de gas de

alimentación a los

lechos (V-2 A ó B).

Proceso de adsorción

incompleto (se

produce una

adsorción).

Presencia de

humedad y/o hidratos

en extracción.

Condensación de

hidrocarburos.

Abrir v/v #32 ó 34.


gas para aumentar

suministros.

Informar a

mantenimiento de la

falla de las válvulas

V-1 y/o V-2 de las

secuencias de los

lechos.

Baja temperatura del

gas de regeneración

(saliendo del horno

H-1B).

Falla en el horno H-

1B.

Descontrol en

válvula TCV-110.

Deficiencia en la

regeneración de los

lechos.

Alto PPM de

humedad en el gas de

alimentación a

extracción.

Taponamiento por

hidratos en

extracción.

Chequear parámetro

del horno H-1B y

realizar ajustes en

controles (gas

combustible y flujo

de regeneración).

Informar a

mantenimiento.


CAPÍTULO

I

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Baja temperatura de

regeneración en

tamiz molecular.

Filtración en válvulas

de gas de

alimentación V-1 (V-

1 A) (V-2B) y

válvula V-18 de

presurización de los

tamices moleculares

(V-2 A ó B).

IDEM

Chequear recorrido

de válvulas en

conjunto con el

personal de

mantenimiento.

Parar planta, retirar

y/o reparar válvulas.

Bajo flujo en gas de

regeneración.

Falla en válvula

PDV-300 (Bajo

diferencial).

Paro del horno H-1B

por bajo flujo.

Baja temperatura en

el gas de

regeneración (mala

regeneración).

Ajustar setting de

PDV-300 a 20 Psig.

Colocar control en

manual si es

necesario, hasta que

el personal de

mantenimiento

solucione la falla.

Presurización

violenta de lechos de

tamiz molecular V-2

A ó B.

Ruptura del orificio

de restricción aguas

debajo de V-18

(Presurización de los

lechos V-2 A ó B).

Daños mecánicos a la

estructura del tamiz

molecular.

Poco tiempo de

adsorción

(Canalización).

Excesivo

calentamiento del

tamiz molecular V-2

A.

Descontrol en

válvula TCV-110

(alta temperatura en

gas de regeneración).

Descontrol en el

tiempo de secuencia.

Dilatamiento de haz

tabular del horno H-

1B.



molecular.


CAPÍTULO

I

PAG. 14 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto nivel de líquidos

en separador V-1.

Falla de válvula de

control de nivel LV-

700 y 701.



molecular de los V-2

A ó B.

Alto PPM de

humedad en el gas de

alimentación a

extracción y

taponamiento por

formación de

hidratos en

extracción.

Abrir v/v del By Pass

de los controles de

nivel e informar a

mantenimiento.

Desviar líquidos y

gas a la caja fría E-

30.

Calentar tren de

enfriamiento si es

necesario para parar

compresor de

refrigeración C-2.

Se produce

canalización (Poco

tiempo de adsorción)

Bajar carga en planta

hasta resolver

problema.

7. Parámetros a Chequear antes del Arranque. Planta L.G.N. I

1. Disponibilidad de vapor de 600 Psig.

2. Disponibilidad de energía eléctrica sistema 13.6/440 Volt.

3. Disponibilidad de agua de enfriamiento.

4. Sistema de aire de instrumentos de planta o área 45 disponible.

5. Ajustar secuencia de los deshidratadores en la posición en la cual la

torre que esté regenerada entre en la condición de deshidratación en

el momento del arranque (Manual).

6. Colocar en posición automática ajustado en 50% el controlador de

nivel del separador V-1 (Bota de Agua) 11LC-701.


CAPÍTULO

I

PAG. 15 de 190



7. Colocar en posición automática ajustado en 50% el controlador de

nivel 11LC-714 (Separador V-4).

8. Colocar en posición manual cerrada la válvula PCV-307.

9. Colocar en posición automática el controlador CCI-3002, con un

punto de ajuste de 275 Psig (Indicación de presión en V-30 a través

del C.C.C.)

10. Colocar en posición automática el controlador 11LC-708 de la torre

V-30 con un punto de ajuste de 50%.

11. Colocar en posición automática el controlador 11PC-301 ajustado

en 240 Psig.

12. Ajustar en automático el controlador 11PDC-300 en 17 Psig de

diferencial.

13. Colocar en posición automático el controlador PC-301 en 90 Psig.

14. Ajustar el controlador de nivel 11LC-706 en 50%.

15. Ajustar el controlador de temperatura 11TC-101 en 70 °F en

posición automática.

16. Colocar el controlador 11RC-505 en manual con una señal de 25%

abierta.

17. Colocar en posición automática el controlador 11TC-102 ajustado

en 145 °F.

18. Ajustar el controlador 11LC-707 en posición automática ajustado en

60%.


CAPÍTULO

I

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19. Ajustar el controlador 11PC-304 en posición automática con un

punto de ajuste de 405 Psig.

20. Colocar el controlador 11PC-490A en manual cerrado.

21. Colocar el controlador 11PC-490D en automático ajustado en

350 Psig.

22. Colocar el controlador 11TC-103 en posición manual con una señal

de 30% abierta.

23. Ajustar el controlador de nivel 11LC-709 en posición automática

con un punto de control de 50%.

24. Ajustar el controlador 11TC-105 en posición automática

controlando 275 °F.

25. Colocar el controlador 11FC-507 en manual con una señal de salida

de 30%.

26. Ajustar el controlador 11PC-305 en posición automática

controlando 245 Psig.

27. Ajustar el controlador 11LC-711 en posición automática con un

punto de ajuste de 50%.

28. Ajustar el controlador 11PC-306 en posición automática con un


29. Ajustar el controlador 11TC-104 en posición automática

controlando 195 °F.

30. Colocar en posición manual el controlador 11FC-509 con una señal

de 30% abierta.


CAPÍTULO

I

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31. Verificar disponibilidad de suministro de gas con personal del

centro de distribución de gas.

32. Alinear propano y etano a gas residual.

33. Alinear butano y gasolina al sistema de reproceso.

34. Verificar disponibilidad de almacenamiento en las salchichas de

reproceso (V-26, V-27, V-28).

8. Procedimientos de Arranque de Planta LGN I

8.1 Desplazamiento del Aire con Nitrógeno y Purga de Equipos.

(7 hrs).

8.1.1 Instalar una conexión flexible de media presión (250 Psig) a la entrada de

la planta, aguas debajo de la SDV-811, y otra en las salidas de los

deshidratadores V2A/2B antes del F1 para el suministro de nitrógeno.

8.1.2 Presione el sistema lentamente hasta alcanzar 50 Psig en el V4.

8.1.3 Proceda a drenar y ventear cada equipo (recipientes, filtros, enfriadores,

puntos bajos de las líneas) en forma progresiva iniciando en el V1 hasta

llegar al V4, asegurarse que se drene hasta que no salga líquido. Revise

presencia de fugas (en especial en aquellas bridas o válvulas removidas

durante la parada).


CAPÍTULO

I

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8.1.4 Prosiga posteriormente a:

- Asegurarse que estén alineados el expansor.

- Colocar en automático la J/T HV800 abierta 100%.

- Asegurarse que estén alineadas la LV 704 (líquido del V4 a E30), la

PDV 307 (vapor de V4 hacia E30), y sus correspondientes desvíos

estén abiertos.

- Abrir la LV 704A completamente.

- Alinear las torres V5 y V30 (Mantenga cerradas las válvulas de

bloqueo del E30, lados de alta y baja con los desvíos abiertos).

Presurizar las torres controlando 50 Psig en el V4.

- Proceda a drenar y ventear cada equipo (recipientes, enfriadores,

puntos bajos de las líneas) en forma progresiva iniciando en el V4

hasta llegar al V5, asegurarse que se drene hasta que no salga

líquido. Revise presencia de fugas. (en especial en aquellas bridas o

válvulas nuevas o removidas durante la parada).

8.1.5 Abrir la PCV130 de LGN II para asegurar que el mechurrio tenga buen

suministro de gas, vía LGN II, para evitar que se apague.

Proceda a desplazar el nitrógeno desde la SDV-811 (entrada de planta)

hacia el mechurrio a través de la PV315 (control de presión del gas

residual de LGN I) hasta que el contenido de oxígeno en el venteo antes

de la PV315 sea 0,5% o menor.

8.1.6 Despresurizar el circuito completo vía mechurrio y retirar los ciegos

N° 1, 2, 34 y 35.

8.1.7 Cerrar la LV704A completamente.

Nota: En este punto se ha desplazado el oxígeno del sistema y drenado

los líquidos del sistema a 50 Psig.


CAPÍTULO

I

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8.2 Desplazamiento del Nitrógeno con Gas Seco de LGN II (9 hrs)

8.2.1 Poner en servicio el sistema de lubricación del expansor.

8.2.2 Verificar que los venteos y drenajes de los recipientes, filtros, enfriadores

y líneas estén 100% cerrados.

8.2.3 Asegurar que la válvula de bloqueo del gas residual de LGN I (en el

rack) esté 100% cerrada.

8.2.4 Alinear la LV705 (fondo de V30 a V5) y FV510 (recirculación de P30) y

bloquear su desvío.

8.2.5 Bloquear la LV706 (fondo V5 y su desvío).

8.2.6 Abrir las siguientes válvulas: PDV 300 (gas residual hacia

regeneración), descarga de las P-30 A/B y P 1 A/B.

8.2.7 Instalar una manguera flexible de media presión (250 Psig) en la succión

de la P1 y conectarla hacia el mechurrio en el drenaje de la PV315.

8.2.8 Proceder a alinear gas seco (residual) de la descarga de LGN II a través

del V2B. Mientras presiona hasta 250 Psig en el V4, verificar la

hermeticidad en todos los sistemas intervenidos, V1, deshidratadores,

V4, E30 y sus desvíos, C2, la TV 101A y las bocas de visita de

recipientes, cabezales de los intercambiadores intervenidos. Una vez

alcanzada la presión de 250 Psig cierre la alimentación de gas seco.

8.2.9 Proceder a drenar, uno a la vez y en forma progresiva iniciando en el V1,

los recipientes, todos los puntos bajos del sistema, la succión de las

P-30 A/B, J/T HV800, el drenaje de la línea de la descarga del expansor a

la V-30. Asegurarse que se drene hasta que no salga líquido por los

drenajes.

Mantener la presión de 250 Psig en el V4 con gas seco de LGN II.


CAPÍTULO

I

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8.2.10 Asegurarse que el mechurrio tenga buen suministro de gas, vía LGN II,

para evitar que se apague.

8.2.11 Al finalizar los drenajes, alinear un flujo de gas seco de

aproximadamente 10 MMPCND (medido en el FI502 flujo de gas al C1)

al mechurrio a través de la PV315, controlando una presión de 250 Psig

en el V4.

8.2.12 Una vez alcanzado el flujo, hacer prueba con el explosímetro en varios

puntos de venteos de equipos, recipientes o líneas hasta obtener 85%.

8.2.13 Alinear el gas seco al gas residual abriendo lentamente la válvula de

bloqueo del gas residual de LGN I (en el rack).

8.2.14 Cerrar el suministro de gas hacia el mechurrio cerrando la PV-315.

8.2.15 Incrementar lentamente el flujo de gas seco hacia gas residual hasta

alcanzar 25 MMPCND y poner en servicio el horno H-1B e inicie los

ciclos de regeneración de los deshidratadores.

8.2.16 Cierre el desvío de la LV 704 (para circular flujo a través del colador

instalado aguas arriba de la válvula), abrir los venteos de la succión de

las P-1 A/B, uno a la vez.

En esta etapa todas las válvulas y sus desvíos, con excepción del desvío

de la LV-704, deben estar abiertas.

8.2.17 Ventear la succión de la P-1 A/B hacia el mechurrio a través de la

manguera previamente instalada.

Nota: El fondo de la torre V-5 es el punto más difícil para el

desplazamiento de la humedad, esta conexión es la única que permite

pasar gas seco desde el tope de la torre hacia el fondo.


CAPÍTULO

I

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8.2.18 Abrir y cerrar el desvío de las válvulas LV-705 y FV-510. Purgar el

drenaje en la línea de transferencia de la V-30 a la V-5. Abra totalmente

la PDV-307 y su desvío drene a través de la válvula, luego de finalizada

la purga de la PDV-307 cierre esta válvula y sus desvíos.

8.2.19 Cada hora drene todos los puntos bajos de la planta, descarga de las

bombas y drenajes de las válvulas hasta no observar líquidos en ella,

incluyendo los nuevos drenajes.

Nota: En este punto se ha desplazado el nitrógeno del sistema y drenado

los líquidos del sistema a 250 Psig. Tiempo estimado 5 hrs.

8.2.20 Tomar cada dos horas medidas de humedad inicialmente con el shaw y

luego, cuando la humedad baje a 2 ppm, con el panametrics. Realice el

análisis de humedad en los siguientes sitios:

Salida de los deshidratadores.

Salida de vapores-líquido del V-4, entrando al E30.

Salida de tope de vapores de V-30, entrando al E30.

Fondo de torre V30, succión de las P-3.

Fondo de la torre V-5 (en la toma del medidor de diferencial de presión).

Tope de la torre V-5 (en la toma del medidor de diferencial de presión).

Nota: En los últimos dos puntos es necesario dejar estabilizar la lectura

por lo menos 15 minutos. Luego de tomar las mediciones de humedad

desplace/regenere el panametric con gas seco a la salida de los

deshidratadores.

Anotar la indicación del analizador en línea a la salida de los

deshidratadores cada hora y comparar con las mediciones de campo.

Utilice el formato anexo e indique sus observaciones.

8.2.21 A medida que se vaya acercando la humedad a 1 ppm en la entrada del

E30, coloque en automático las válvulas LV-704 (líquidos del V4),

LV-705 (fondo V30 a V5) y FV-508 (recirculación P30), coloque en

manual la FV-505 (salida E30 a V30) con una abertura de 20%.


CAPÍTULO

I

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Nota: Se estima que los pasos hasta ahora, tomen unas 4 horas. En este

punto se ha conseguido circular por el circuito gas seco desplazando la

humedad hacia el gas residual hasta alcanzar 1 ppm.

8.3. Secado de la Caja Fría E30 (Con Metanol)

8.3.1 Cuando las lecturas de humedad sean inferiores a 1 ppm (medidos con el

panametric portátil), y el indicador de humedad continuo de la planta

indique menos de 0.5 ppm de humedad en la salida de los

deshidratadores, alinear el lado de alta presión de la caja fría y cerrar el

desvío del lado de alta presión lentamente, verificar los valores de caída

de presión (no exceder de 70 psi).

8.3.2 Alinear el lado de baja presión de la caja fría y cerrar el desvío del lado

de baja presión lentamente, verificar los valores de caída de presión (no

exceder a 70 psi). Circular gas durante 15 minutos.

8.3.3 Proceder a desviar la caja por el lado de alta y baja presión. Abriendo el

desvío de alta y baja presión y bloquear la entrada y salida del E30.

8.3.4 Despresurizar el E30, que se encuentra a 250 Psig, por el lado de alta

(línea de 8”) y baja presión (línea de 16”) a través de los drenajes

respectivos.

8.3.5 Llenar el lado de alta presión con metanol (3 pipas) por la conexión

disponible en su parte inferior hasta que rebose en la toma superior (la

cual debe estar abierta).

8.3.6 Llenar el lado de baja presión con metanol (10 pipas) por la conexión

disponible en su parte inferior hasta que rebose en la toma superior (la

cual debe estar abierta).

8.3.7 Dejar rebosar el metanol en ambos lados de la caja durante 1/2 hrs.


CAPÍTULO

I

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8.3.8 Drenar el metanol del lado de alta presión hacia las pipas utilizando

presión de nitrógeno por la conexión superior. No se debe drenar el

metanol con la conexión superior cerrada o sin presión de nitrógeno

(colapso del E-30). Una vez drenado el metanol mantener presurizado a

15 Psig el lado de alta presión.

8.3.9 Drenar el metanol del lado de baja presión hacia las pipas utilizando

presión de nitrógeno por la conexión superior. No se debe drenar el

metanol con la conexión superior cerrada o sin presión de nitrógeno

(colapso del E-30) o abierto a la atmósfera. Una vez drenado el metanol

mantener presurizado a 15 Psig el lado de baja presión.

Nota: Se estima que los pasos hasta ahora, tomen unas 3 horas. En este

punto se ha conseguido secar con metanol el E30 y mantenerlo

presurizado con nitrógeno (15 Psig) y listo para entrar en operación.

8.4. Alimentación con Gas Rico del V24A a LGN I

8.4.1 Alinear poco a poco el lado de alta presión de la caja fría E30, cierre la

válvula de bloqueo poco a poco, cuidando que el diferencial de presión

sea menor de 70 Psig entre la entrada y la salida del E-30.

8.4.2 Alinear poco a poco el lado de baja presión de la caja fría E30, cierre la

válvula de bloqueo poco a poco, cuidando que el diferencial de presión

sea menor de 70 Psig entre la entrada y la salida del E-30.

8.4.3 Verificar que los deshidratadores hayan tenido por lo menos dos ciclos de

regeneración cada uno (asegurarse del funcionamiento de la

instrumentación intervenida durante la parada) y verificar que la

humedad se mantiene debajo de 1 ppm en campo (panametric) y menor

de 0.5 ppm con el medidor en línea.


CAPÍTULO

I

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8.4.4 Proceda con el cambio de gas seco de LGN II, por gas natural rico. Abrir

la válvula de bloqueo de entrada de LGN I y cerrando la válvula de gas

seco de LGN II, subir la presión lentamente (incrementos de 20 Psi) hasta

lograr 600 Psig en el F-30 cerrando la válvula de salida del F-30 y

controlando la presión del V4 en 250 Psig.

Verificar fugas en los equipos intervenidos. Mantener el flujo de 25

MMPCND.

8.4.5 Mantenga supervisión continua en el control de nivel del V1 y si es

necesario abra la válvula manualmente para desplazar los líquidos.

8.4.6 Ajustar el control de temperatura de la V-5 en automático en 60 °F a fin

de evitar la formación de hidratos.

8.4.7 Incremente lentamente la presión del sistema desde la salida del F-30

hasta la J/T HV-800 (salida del V-4) a 400 Psig en incrementos de 50

Psig cada 30 minutos, verifique que la diferencia de temperatura entre la

entrada del lado de alta y la salida del lado de baja presión de la caja fría,

E-30, no sea mayor de 5 °F, e igualmente que la diferencia de

temperatura entre la entrada del lado de baja y la salida del lado de alta

presión E-30, no sea mayor de 5 °F. Verificar las fugas en los equipos y

líneas intervenidas.

8.4.8 Continúe incrementando la presión poco a poco antes de la Joule

Thompson (HV-800) hasta 800 Psig, en incrementos de 50 Psig cada 30

minutos, verifique que la diferencia de temperatura entre la entrada del

lado de alta y la salida del lado de baja presión de la caja fría, E-30, no

sea mayor de 5 °F, e igualmente que la diferencia de temperatura entre la

entrada del lado de baja y la salida del lado de alta presión E-30, no sea

mayor de 5 °F. Verificar las fugas en los equipos y líneas intervenidas.


CAPÍTULO

I

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8.4.9 Haga nivel en el fondo de la V-5, cuando se alcance 70% proceda a

drenar hasta 20%, para eliminar humedad. Es importante que la

temperatura en el fondo de la torre se mantenga entre 60 y 70 °F, a fin de

evitar la formación de hidratos en el fondo por baja temperatura o arrastre

de humedad hacia la V-30 por alta temperatura (>70 °F).

8.4.10 Continúe con las mediciones de humedad en el sistema descrito en el

punto 2.20.

8.4.11 Continúe incrementando la carga hasta obtener un flujo de alimentación

de 125 MMPCND, luego ponga en servicio el expansor. Una vez

estabilizada las cargas y las condiciones del sistema de gas residual y de

la planta proceda a poner en servicio el compresor C2, por lo cual la

reposición de propano al sistema debe hacerse inmediatamente luego de

arrancar el expansor. Asegúrese de tomar muestra del propano de

reposición y que esté en especificación (análisis de laboratorio) antes de

arrancar el compresor.

8.4.12 En paralelo al arranque del expansor, se debe poner a recircular el

sistema de aminas para verificar fugas e iniciar el proceso de

calentamiento. Arranque y estabilice el sistema. Ponga en servicio los

hornos H2 A y B, estabilice la temperatura en 260 °F.

8.4.13 Al estabilizar la operación de la deetanizadora, alinee el etano a través

del sistema de aminas. Cuando el contenido de CO2 en el etano sea

alrededor de 1000 ppm, tome muestra y envíela a laboratorio para revisar

el analizador. Alinee a Olefinas solo después de asegurarse de la certeza

del analizador y cuando el contenido de CO2 sea menor de 400 ppm,

notifique a Olefinas antes de alinearlo.


CAPÍTULO

I

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Recomendaciones

- Mantenga la PDV-307 cerrada hasta estabilizar las condiciones y

carga a la planta. Luego ajústela lentamente en manual hasta

obtener 5 psig de presión diferencial. Cuando los flujos estén

estables pasarla a automático.

- Si existe mucha variación en la válvula de nivel LV-704 en el V-4,

debido a que el flujo sea muy bajo. Es recomendable tomar el

control en manual y hacer ajustes de manera de que el nivel se

mantenga en un rango entre 20 y 50%.

- Observe la abertura de la válvula de control LV-704, si ésta se

incrementa a 80%, proceda a abrir el desvío y bloquear las dos

válvulas de bloqueo manuales de la válvula de control, y retire el

colador para su limpieza. Desvíe la caja fría.

- Si la válvula de control LV-705 se abre completamente y el nivel

sube, es una indicación de posible obstrucción. Proceda a abrir el

desvío de la válvula y controle el nivel e inyecte alcohol en la

succión de la bomba de ser necesario.

- En caso de una caída de LGN II, durante la etapa de secado proceda

a cortar el flujo inmediatamente a LGN I. La entrada de gas rico

durante el proceso de secado, en el cual existe aun humedad puede

ocasionar congelamiento.

Puntos a Recordar

- La caja fría no puede exceder 140 °F.

- El expansor se dispara cuando el nivel de la torre V-30 alcance 80%

y la caída de presión a través del empaque de la V-30 sea de 24

pulgadas.


CAPÍTULO

I

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- Las bombas P-30 se disparan cuando el nivel en el fondo de la V-30

alcance 10% en el Provox, el cual es equivalente al 0% en el

indicador local.

- De presentarse una alta caída de presión en los sistemas filtro caja

fría, proceda a verificar con los manómetros locales en cual de los

dos existe la caída de presión.

- La caída de presión en el nuevo sistema ocurre en la válvula FV-

505. Esta puede compararse con la válvula J/T del expansor, ya que

disminuye la presión de 850 Psig a 230-300 (presión de la torre

V-30).

- Se ha incluido una nueva alarma la cual enciende cuando la

humedad del gas de alimentación excede 0.5 ppm. En este caso

deberá proceder a desviar la caja fría (E30) por ambos lados hasta

identificar y solucionar el problema. Si la humedad sigue

incrementando hasta llegar a 1 ppm la válvula de control de nivel

LV-704 B abrirá y cerrará la FRC-505 para evitar la entrada de gas

húmedo a la caja fría.

9. Parada Manual de Planta LGN I

1. Notificar al centro de distribución de gas sobre el paro de la Planta

LGN I para que realicen los ajustes en el suministro de gas para

evitar que el sistema de presión se presurice.

2. Notificar a la Planta Eléctrica que la Planta LGN I saldrá fuera de

operación y que la composición del gas cambiará, ya que se

inyectará gas húmedo.

3. Notificar a Fertilizantes sobre la parada de la Planta LGN I para que

realicen los ajustes a nivel de compresores booster.


CAPÍTULO

I

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4. Notificar al centro de distribución de gas metano sobre la parada de

LGN I para que realicen los ajustes a nivel de Planta Eléctrica

Ramón Laguna sobre el consumo de gas.

5. Alinear propano y etano a gas residual.

6. Alinear butano y gasolina a reproceso.

7. Desviar el etano de la torre absorbedora V-15.

8. Iniciar el enfriamiento del sistema D.G.A.

9. Parar manualmente la unidad de refrigeración C-2.

10. Parar manualmente la unidad turbo-expansora EC-1.

11. Iniciar el calentamiento de la sección fría de la planta (V-30, E-30).

12. Iniciar el enfriamiento del horno H-1B.

13. Ajustar la secuencia de los deshidratadores de tal manera que la

torre regenerada quede lista para el arranque en la posición

Deshidratando y pasarla a condición manual.

14. Comenzar a bajar niveles en los separadores, torres y rehervidores a

su mínimo.

15. Cerrar válvula HV-811 e iniciar depresurización del sistema.

16. Alinear gas seco de LGN II a través de las válvulas PCV-453 y si es

necesario, alinear gas húmedo para completar la demanda de gas

residual.

17. Continuar despresurizando la planta hasta llegar a 250 Psig.


CAPÍTULO

I

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18. Con la presión en 250 Psig comenzar a ventear esta presión al

quemador de la planta a través de PCV-315 hasta alcanzar 0 Psig.

10. Parada para Mantenimiento

En este procedimiento se procederá de igual manera que en la parada

normal, con la diferencia siguiente:

1. Colocar disco ciego en la HV-811 y By-Pass.

2. Colocar disco ciego en la válvula de salida de gas residual.

3. Colocar disco ciego en la línea 8” que interconecta la descarga de

LGN II con la línea de alimentación de LGN I después de HV-811.

4. Colocar discos ciegos en las líneas de salida de producto etano,

propano, butano y gasolina.

5. Colocar disco ciego en la línea de producto a reproceso propano y

butano/gasolina.

6. Proceder con el proceso de inertización en aquellos sistemas que

sean intervenidos.

11. Sistema de Distribución de Gas Residual (Estación Reductora V-

25 y Estación V-24)


CAPÍTULO

I

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11.1 Función

La función de la estación reductora es mantener el suministro de gas

residual al complejo: Gas residual como materia prima a las Plantas de

Fertilizantes, Suministro de Gas Residual como combustible de las

Plantas del Complejo y Suministro de Gas hacia la Pg, como gas

doméstico y al sistema vehicular G.N.V (Maracaibo).

Este sistema está compuesto por un cabezal de salida de gas de la planta

LGN I, a este cabezal se unen diferentes líneas como son: Dos líneas de

8” de gas húmedo de alta de la alimentación de LGN I como respaldo

al gas residual de baja, una línea 2” de gas del tope de la torre SV-1 de

la planta estabilizadora y un separador de líquidos V-25. Cuenta a su

vez con una línea de 6” proveniente de la descarga de LGN II (Gas de

Alta Seco) como respaldo al gas residual de baja, de igual manera a esta

línea se une otra línea de 6” la cual proviene de la línea de gas de

alimentación de LGN I gas húmedo.

Cabezal o Múltiple

El objetivo de este es recibir el gas residual de LGN I y de los diferentes

respaldos de gas de alta seco (Descarga de LGN II) y gas de alta húmedo

(Alimentación de LGN I) para luego distribuirlo a los diferentes clientes

ya mencionados (consumidores).

Líneas 8” de la Descarga de LGN II

El objetivo de estas líneas es respaldar el gas residual de baja a través de

dos válvulas de control (PCV-453A/B) que bajan la presión del gas

residual de alta de la descarga de LGN II de 600 Psig a 250 Psig.


CAPÍTULO

I

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Líneas 8” de Gas Húmedo

El objetivo de estas líneas es respaldar el gas residual de baja, según los

requerimientos del sistema en sustitución del gas seco requerido y

controlado a través de dos válvulas de control PCV-453A/B que bajan la

presión el gas húmedo de la alimentación de LGN I de 850 Psig a 250

Psig.

Línea 4” de Gas de Regeneración de LGN II

El objetivo de esta línea es suministrar 16 MMPCSD del gas de

regeneración como gas residual de baja al complejo.

Línea 2” Gas del Tope de la Torre SV-1

El objetivo de la misma es suministrar el gas que se produce por el tope

de la torre SV-1 como gas residual de baja al complejo.

Separador de Líquidos V-25

Su objetivo es separar los posibles líquidos (agua e hidrocarburos) que

sean arrastrados con el gas residual seco provenientes de los separadores

V-3 y V-1 de LGN II y los líquidos que se producen al expandirse el gas

húmedo de alta a baja de 850 Psig a 250 Psig, cuando así lo requiera el

sistema.


CAPÍTULO

I

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Línea 6” Gas de Alta Seco de LGN II

Su objetivo es suministrar el gas de respaldo de alta seco a las Plantas de

Fertilizantes, cuando sea requerido por el sistema (Paros de Booster en

Amoníaco).

Línea 6” Gas de Alta Húmedo de la Alimentación de LGN I

El objetivo de esta línea es suministrar gasa de alta húmedo como

respaldo a las Plantas de Fertilizantes, según requerimientos del sistema;

se puede utilizar en sustitución del gas de alta seco, a través de una

válvula de control ajustada a 600 Psig.

Nota: En este sistema de distribución del V-25, en condiciones normales

debe permanecer alineado el gas residual de baja seco de LGN I, con dos

líneas que provienen de la descarga de LGN II, deben estar alineados con

las dos válvulas de control PCV-453A/B situada en 250 Psig según los

requerimientos de consumo de gas residual en el complejo. La válvula

de gas de regeneración de LGN II debe permanecer abierta, la línea de

los vapores del tope de la SV-1 debe estar abierta si la planta

estabilizadora se encuentra operando, las válvulas de gas húmedo de alta

respaldo a baja (850 a 250 Psig) deben permanecer cerradas y el sistema

de gas húmedo de alta (Respaldo a Amoníaco) debe permanecer alineado

ajustando válvula de control en 600 Psig.


CAPÍTULO

I

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12. Estación de Distribución V-24

12.1 Función

El objetivo es distribuir el gas residual de alta seco de la descarga de

LGN I a Enelven, La Pica, gas vehicular y/o doméstico a Maracaibo vía

La Paz, como también gas vehicular a los Puertos de Altagracia,

suministrar los vapores del gas V-24C a Enelven y gas húmedo de

alimentación de las Plantas LGN I/II de 850 Psig a 450 Psig a Enelven a

través del V-24D según requerimiento del sistema se puede utilizar en

sustitución del gas seco de alta.

Como operación alterna para garantizar la carga de LGN I y cumplir con

los consumidores externos por bajo consumo de gas residual en el

complejo, existe en la estación V-24 el sistema anteriormente llamado

TJ-3, donde se suministra gas de los Boosters de Fertilizantes hacia

Enelven y La Pica (Los Boosters succionan gas de baja seco de LGN I a

250 Psig y lo descargan a 550 Psig.

La estación V-24 está compuesto por varias líneas de 16” gas residual

de LGN I hacia La Paz (primera línea que se encuentra al entrar a la

estación V-24), a esta línea se interconecta la descarga de LGN II línea

12” (Arco), esta línea (Salida de LGN I a La Paz) a su vez alimenta al

sistema de gas vehicular G.N.V. de los Puertos de Altagracia por medio

de una línea de 4”. Otros de las principales líneas de distribución de

gas residual a nivel de la estación V-24 es la línea de 12” de la

descarga de LGN II, línea de 6” TJ-3, línea de 4” vapores del V-24C,

línea de 6” gas húmedo de alta a Enelven (V-24D) y una línea de 16”

que se interconecta a la descarga de LGN II para aliviar una sobre

presión a través de la fosa quema de Puerto Miranda.


CAPÍTULO

I

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Línea de 12” de la Descarga de LGN II a La Paz (Arco)

Su objetivo es respaldar el gas residual de baja de LGN I a La Paz, según

los requerimientos del sistema.

Línea de 12” de la Descarga de LGN II a Enelven y La Pica

El objetivo es suministrar el gas residual de alta seco a Enelven como gas

combustible y a su vez gas doméstico a Maracaibo. Así mismo

suministrar gas residual de alta a La Pica como gas combustible de la

Planta Eléctrica Los Morochos y Plantas de Vapor de la Costa Oriental

del Lago.

Línea 4” del V-24C

Su objetivo es suministrar los vapores que se producen por expansión de

los líquidos en el separador V-24C a Enelven al Complejo Petroquímico

o a la fosa de quemar ubicada en Puerto Miranda.


CAPÍTULO

I

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13. Tabla de Problemas Operacionales

ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES

DISTRIBUCION DE GAS RESIDUAL


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión en el gas

residual de alta

(Descarga de LGN

II)

Bajo suministro de

gas residual a

Enelven y La Pica.

Disparo de PSV del

V-24C.

Paro de Equipos

mayores de LGN II

(Turbinas y

Expansores)

Alinear los vapores

del V-24C a la fosa

de quema de Puerto

Miranda.

Abrir v/v #13 ó 44

(100%) para

aumentar suministro

de gas a Enelven

(PDVSA-GAS).

Abrir v/v a línea de

16” vieja y/o nueva

vía a La Pica y SDV-

0903 (PDVSA-GAS)

Falla de la SDV-0901

(Gas a Enelven)

IDEM

Informar a PDVSA-

GAS.

Abrir válvula de

bloque #14 hacia La

Paz a través del arco.

Abrir manualmente

SDV-0901.

Bajo consumo de gas

residual de Enelven.

IDEM

Abrir válvula de

bloque #12 hacia la

fosa de quema de

Puerto Miranda.

Informar al

coordinador y a

PDVSA-GAS para

que aumenten el

consumo.


CAPÍTULO

I

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión de gas

residual de baja.

Bajo suministro de

gas residual a La Paz.

Cierre de las SDV de

las líneas de gas de

alimentación y

distribución a nivel

de la estación V-24.

(Paro total del

Complejo

Petroquímico).

Paros de estaciones

de gas vehiculares y

baja presión en gas

doméstico

(Maracaibo).

Informar al

coordinador del

Complejo y a

PDVSA-GAS.

Abrir v/v a nivel del

V-25 hacia La Paz

para aumentar el

suministro (100%).

Aumentar setting de

HV-800.

Aumentar RPM al

expansor EC-1/C-1.

Bajo consumo de

fertilizantes

(problemas de

boosters) y de La

Paz.

Disparos de PSV a

nivel de amoníaco.

Paros de expansor

EC-1/C-1 y

compresor C-2.

Abrir PCV-315

manualmente hasta

resolver problemas

en fertilizantes.

Aumentar consumo

de La Paz (PDVSA-

GAS)

Falla de PCV-453B

(Abierta)

IDEM

Cerrar v/v aguas

debajo de la PCV-

453B y resolver falla.

Baja presión de gas

residual de baja.

Falla cerrada HV-800

Falla cerrada HV-811

Falla de la PC-4503A

(Cerrada)

Descontrol

operacional en

plantas del complejo

y terceros.

Paros de equipos

mayores en plantas

del complejo y

terceros.

Informar al

coordinador del

complejo.

Informar al personal

de mantenimiento.

Colocar en manual

HV-800 y abrirla.

Analizar y solucionar

cierre del HV-811.


CAPÍTULO

I

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Paro del expansor

EC-1/C-1

IDEM

Abrir manual PCV-

453A/B e informar a

mantenimiento.

Abrir v/v 8” a nivel

del V-25 (gas

húmedo de alta de

respaldo, si es

necesario).

Aumentar setting de

HV-800 para

aumentar carga en

planta (LGN I)

Arrancar el expansor

EC-1/C-1

Bajar suministro de

gas a Enelven al

complejo e informar

al coordinador

PDVSA-GAS y

control de gas

Falla cerrada de la

PCV-453A

IDEM

Abrir válvula

manualmente e

informar al personal

de mantenimiento.


CAPÍTULO

I

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Baja presión de gas

residual de alta.

Baja presión en gas

de alimentación.

Paro parcial de LGN

II (Turbinas y

Expansores)

Bajo suministro a

Enelven.

Paros de equipos

mayores en Enelven.

Producción diferida

de etano y propano.

Notificar a control de

Gas, PDVSA-GAS y

coordinador del

Complejo.

Bajar suministro de

gas a Enelven, La

Paz y si es necesario

a las plantas de

amoníaco en

constante

comunicación con

PDVSA y

coordinador.

Abrir manual PCV-

208 (lentamente)

para compensar

carga de planta.

Cerrada

interconexión entre

líneas de 16” y 20”

(válvulas #31 y 29)

IDEM

Abrir válvula de

bloqueo #31 y 29

para compensar carga

de planta.

Abrir v/v del By-Pass

de las PCV-901/902.

Restricción en

válvulas PCV-

901/902 (Línea vieja

y nueva) a nivel del

V-24.

IDEM


gas para que abran

las válvulas


CAPÍTULO

I

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Falla cerrada de la

válvula de control

PCV-122 (Cerrada)

Descontrol

operacional en

plantas de terceros.

Abrir v/v del By-Pass

PCV-122 e informar

a mantenimiento.

Informar a

coordinador a

PDVSA-GAS en

caso que sea

necesario alinear gas

húmedo abriendo v/v

#7 y alinear V-24D,

abriendo v/v en línea

de descarga de LGN

II hacia Enelven.

Paro total de LGN I Baja presión de gas

de alimentación.

Problemas internos

en LGN I

Descontrol

operacional en

proceso de amoníaco

y baja suministro de

gas hacia La Paz.

Informar al

coordinador PDVSA-

GAS y control de gas

y control de gas.

Cerrar v/v hacia La

Paz a nivel del V-25.

Abrir v/v descarga de

LGN II hacia La Paz

a nivel del V-216.

Cerrar v/v #13

descarga de LGN II

hacia Enelven.

Alinear V-24D hacia

(gas húmedo)

Enelven. Abriendo

v/v #7.

Abrir v/v 8” de gas

húmedo de la

alimentación de LGN

I para compensar el

gas residual de baja

al complejo.

Alinear PCV-453A/B

con gas de alta seco y

húmedo.




CAPÍTULO II


CAPÍTULO

II

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CAPÍTULO II

Sistema de Desmetanización

1. Función

El objetivo del sistema de desmetanización es el de eliminar el

hidrocarburo metano (CH4) y el dióxido de carbono (CO2) de la corriente

del gas de alimentación a la Planta L.G.N. I, con la finalidad de

entregarla como materia prima a las Plantas de Fertilizantes y al resto de

las plantas en el Complejo como gas combustible.

1.1 Equipos asociados al sistema

- Turbo-Expansor EC-1/C-1.

- Torre estabilizadora fría (V-30).

- Torre estabilizadora caliente (V-5).

- Intercambiador de calor (E-30).

- Bombas de reflujo P-30 A/B.

- Sistema de calentamiento.


CAPÍTULO

II

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1.1.1 Turbo-Expansor EC-1/C-1

La finalidad de esta unidad es la de expandir el gas de alimentación

contenido en el separador de alta presión V-4 de 820 Psig y 0 °F a 335

Psig y –84 °F para condensar los hidrocarburos pesados contenidos en

esta corriente, para luego inyectarlas en la torre estabilizadora fría (V-

30).

Condiciones Operacionales

Presión Succión Expansor 820 Psig

Presión Descarga Expansor 235 Psig

Temperatura de Succión Expansor 0 °F

Temperatura de Descarga Expansor -84 °F

Velocidad de la Unidad en Condiciones Normales 19.000 RPM.

1.1.2 Torre Estabilizadora Fría o Torre de Absorción (V-30).

La finalidad de esta torre es la de recibir las corrientes frías de gas y

líquidos provenientes de la descarga del Expansor y el V-4 para generar

líquidos que sirvan como reflujo a la torre estabilizadora caliente (V-5)

para garantizar una buena separación del metano y el CO2.

Esta columna está constituida íntimamente por 2 zonas de rectificación

en la cual el tiempo de residencia es producido por dichas áreas. Es

totalmente construida por acero inoxidable y empacada.

Las zonas de empaque están ubicadas en la parte superior una con altura

aproximada de 2’6’’ y el packing es de 2 ½’ y la otra con una altura

aproximada de 18’ y el packing es de 3 ½’’.


CAPÍTULO

II

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Presión de Operación: 250 Psig

Temperatura de Operación: -160 °F

1.1.3 Torre Estabilizadora Caliente (V-5)

La finalidad de esta columna al igual que la estabilizadora fría es la de

lograr la separación de los componentes más livianos de la corriente del

gas de alimentación (Metano y CO2).

Esta columna está constituida internamente por 26 platos de rectificación.


Presión de Succión del Compresor 193 Psig

Presión de Descarga del Compresor 285 Psig

Temperatura de Succión del Compresor 76 °F

Temperatura de Descarga del Compresor 120 °F

Velocidad de la Unidad en Condiciones Normales 19.000 P.P.M.

Sistema de Gas de Sello

La función de este sistema es la de garantizar que no haya pase de aceite

del sistema de lubricación al proceso a través de los sellos laberínticos.

Condiciones Operacionales Expansor Compresor

Presión de Suministro del Gas de Sello 300 Psig 300 Psig

Temperatura de Suministro de Gas Sello 100 °F 100 °F

Flujo de Suministro del Gas de Sello 36 PCN/M 10 PCN/M


CAPÍTULO

II

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Sistema de Lubricación

La finalidad del sistema de lubricación es la de proveer a la unidad un

aceite ya enfriado y filtrado que garantiza una buena lubricación en los

cojinetes (Expansor/Compresor).


Capacidad del TK

Nivel Máximo 125 GAL

Nivel Mínimo 21 GAL

Tipo de Aceite Aceite de Turbina Liviano

Viscosidad A 100 °F 225-275 SSU

Indice de Viscosidad 75 ó más alto

Presión de Aceite Lubricante 125 Psig

Temperatura de Aceite Lubricante 110 °F

Flujo de Aceite 35 G.P.M.

Presión Máxima del Aceite Lubricante 150 Psig

Sistemas de Protecciones

Alarma Paro

Baja Presión de Aceite Lubricante X

Bajo Nivel de Aceite Lubricante X

Diferencial de Presión de Aceite al Cojinete X

Temperatura Alta del Aceite al Cojinete

Lado Expansor X X

Temperatura Alta del Aceite al Cojinete

Lado Compresor X X

Baja Presión del Gas de Sello X

Sobre Velocidad del Eje X X


CAPÍTULO

II

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Vibración Radial Cojinete Lado Expansor X X

Vibración Radial Cojinete Lado Compresor X X

Alto Nivel Separador de Succión (V-49 X X

Desplazamiento Axial X

Presión Tope 224 Psig

Temperatura Tope -86 °F

Presión Fondo 227 Psig

Temperatura Fondo 41 °F

1.1.4 Intercambiador de Calor E-30

Este equipo es construido totalmente en aluminio y su función en el

proceso es la de enfriar las corrientes de gas y líquido proveniente del

separador de alta presión V-4 intercambiando calor con la corriente del

tope de la torre estabilizadora fría (gas residual).


Gas Alimentación Gas Residual

Presión de Operación 950 Psig 350 Psig

Temperatura de Operación 0/-107 °F -111/-4.5 °F

Capacidad Calórica 17.29 MMBTU/H

1.1.5 Bombas de Reflujo P-30 A/B

Este sistema está diseñado para manejar todos los líquidos contenidos en

la torre estabilizadora fría para descargarlas a la torre estabilizadora

caliente como reflujo, con el objeto de garantizar la calidad del producto

del tope (Gas Residual) y obtener la mayor recuperación de etano y

propano.


CAPÍTULO

II

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MOTOR BOMBA

H.P = 25 6 P.M. = 644

VOLT = 460 6 E = 0.570

A.M.P. = 29.5 Temp. Máx. = -200 °F

VELOCIDAD = 1770 R.P.M. VELOCIDAD = 1880 R.P.M.

Presión Máx. Desc = 576 Psig a 100 °F.

Bombas de Producto P-1 A/B

La función de este sistema es la de bombear el líquido del fondo de la

torre estabilizadora caliente que va a la succión como alimentación al

sistema fraccionador de etano en la torre de fraccionamiento V-7.


MOTOR BOMBA

H.P = 150 G P.M. = 0.50

VOLT = 440 G E = 0.50

A.M.P. = Temp. Máx. = -56 °F

VELOCIDAD = 3.600 R.P.M. VELOCIDAD = 3.600 R.P.M.

Presión Máx. Desc = 440 Psig.

1.1.6 Sistema de Calentamiento

El calor requerido para el buen funcionamiento del sistema y poder

garantizar la calidad del producto viene de 2 fuentes a través del

enfriamiento del gas de alimentación de la planta en el E-5 y si es

necesario, condensando parte del producto del tope de la torre

despropanizadora (V-9) en el intercambiador E-17.


CAPÍTULO

II

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Los requerimientos normales de calor se consiguen con la utilización del

rehervidor E-5, sin ser necesario el paso del propano del tope de la torre

despropanizadora por el rehervidor E-17.

2. Lista de Chequeo de Pre-Arranque

2.1 Condensador de Tope (E-14)

- Verificar que las válvulas manuales del sistema de agua para

enfriamiento estén alineadas totalmente.

- Verificar que las válvulas manuales del sistema de butano estén

alineadas totalmente.

- Verificar que los sistemas de alivio por alta presión, tanto en el

sistema de agua para enfriamiento como las del sistema de butano

estén alineadas y operativas.

2.2 Rehervidor de Fondo (E-16)

- Verificar que el drenaje del condensador de vapor esté parcialmente

abierto, esto es con el objeto de drenar cualquier cantidad de

condensado frío que pueda estar depositado en el intercambiador

que pueda producir golpes de ariete por diferencias de temperatura.

- Verificar que la línea de salida de condensado del intercambiador al

cabezal de planta esté abierta.

- Verificar que la válvula de entrada de vapor al intercambiador esté

totalmente abierta.

- Verificar que la válvula de control de temperatura TV-104 esté

cerrada y en posición manual.


CAPÍTULO

II

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2.3 Tambor Acumulador de Líquidos (V-12)

- Verificar que el sistema indicador del nivel visual esté alineado.

- Verificar que el sistema de alarma por bajo nivel esté alineado y

operativo.

- Verificar que el swiche de parada por bajo nivel esté alineado y

operativo.

2.4 Enfriador de Producto (E-15)

- Verificar que las válvulas de entrada y salida de agua para

enfriamiento estén totalmente alineadas.

- Verificar que las válvulas de entrada y salida de butano al enfriador

estén alineadas totalmente.

- Verificar que los sistemas de alivio del sistema de agua para

enfriamiento como las del sistema de butano estén alineadas y

operativas.

2.5 Enfriador de Producto de Fondo (E-10)

- Verificar que las válvulas de entrada y salida de agua para

enfriamiento estén totalmente alineadas.

- Verificar que las válvulas de entrada y salida de gasolina al

enfriador estén alineadas totalmente.

- Verificar que los sistemas de alivio del sistema de agua para

enfriamiento como las del sistema de gasolina estén alineadas y

operativas.


CAPÍTULO

II

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2.6 Bombas de Reflujo (P-5 A/B)

- Verificar que las válvulas de succión y descarga estén alineadas.

- Verificar la disponibilidad de energía eléctrica para el arranque del

sistema.

- Verificar que los sistemas de protección (bajo flujo, alto amperaje,

bajo nivel) estén disponibles y operativas.

3. Procedimientos de Arranque

- Ajuste el controlador de presión PIC-306 a 75 Psig y en posición

automática.

- Ajuste el control de nivel LV-711 en 50% y en posición automática

- Verifique que el butano producto esté alineado al sistema de

reproceso hasta alcanzar la calidad esperada.

- Verifique que la gasolina producto esté alineada al sistema de


- Comience a calentar el fondo de la torre lentamente abriendo la

válvula TV-104 en manual.

- Cuando tenga líquido suficiente en el tambor de reflujo P-5 A/B y

con el control de flujo FC-509 empiece a poner reflujo a la torre, al

tener en el fondo de la torre y con el control de nivel LV-709 en

automático ajustado en 50%, coloque el control de flujo FC-509

en automático controlando 65 GPM y luego ajuste el control de

temperatura TC-104 en automático ajustado en 195 °F, controlando

dicha temperatura en el plato #5.


CAPÍTULO

II

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- Vaya ajustando el TIC-104 de acuerdo a la calidad del producto del

tope (Butano).

Nota: Es importante resaltar que el contenido de pesados IC5 en el

producto de tope no debe ser mayor a 15%.

- Una vez conseguidas las especificaciones de los productos tope y

fondo de esta columna, se procederá a alinearlos a sus respectivos

tanques de almacenamiento o a la planta G.L.P. ubicada en Bajo

Grande.

4. Arranque de la Unidad Turbo - Expansora Roto - Flow

Antes de darle arranque a esta unidad se deben ejecutar los siguientes

pasos:

- Verificar la instalación correcta de la malla en la línea de succión

sea del tipo cómica. También asegure la instalación de una malla en

la línea de succión del compresor.

- Verifique la alineación de los ejes de las bombas del sistema de

lubricación.

- Verifique que los acumuladores estén cargados con la presión

correcta (175 Psig).

- Verifique que todos los circuitos eléctricos estén conectadas

correctamente.

- Asegure que todas las válvulas estén en las posiciones correctas

abiertas o cerradas según sea el caso.

- Verifique que todos los manómetros, controles y diapositivas de

seguridad estén conectados correctamente, ajustados a sus valores

requeridos y en condiciones de operación.


CAPÍTULO

II

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- Verifique la disponibilidad de un buen suministro de gas de sello.

- Verifique la calibración de la válvula de control de velocidad HV-

807 esté de acuerdo con la salida del controlador C.C.C.

- Verifique que el sistema de cierre de emergencia HV-802 esté

operativo en un 100%.

Precaución

Verifique que las válvulas de entrada del expansor y del compresor estén

cerradas antes de seguir adelante con el arranque de esta unidad.

5. Procedimiento de Arranque

- Permitir la entrada del gas de sello en el expansor-compresor a la

rata de flujo especificada.

- Abrir las válvulas de purga y comience la operación del sistema de

lubricación, arrancando las bombas de aceite lubricante; cierre las

válvulas tan pronto las bombas estén cerradas, esto se verificará por

medio de las lecturas estabilizadas del manómetro de presión

(Luego para la bomba que se selecciona como auxiliar).

- Abrir la válvula de descarga del expansor; abra la válvula de entrada

del compresor y luego abra la válvula de descarga del compresor.

- Coloque el controlador Auto/Manual (HIC-807) en la posición

manual y ajuste una presión de 15 Psig, con esto se logra que la

velocidad de esta unidad para el momento del arranque sea la más

baja


CAPÍTULO

II

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- Verifique que la válvula motorizada que está en la línea de entrada

esté cerrada, si es así entonces se procederá a abrir la válvula de

cierre de emergencia HV-802.

Para este paso se procede de la forma siguiente:

1. El operador del campo le informa al panelista que todo está en orden

para proceder con el arranque, luego el panelista le da comando de

permisivo a la unidad, en este momento se encenderá una luz de

color verde que indica expansor listo para arranque.

2. El selector OFF/RUN se coloca en la posición de OFF y se le reduce

la señal neumática a 0 Psig, luego se pulsa el botón de arranque, en

este momento se encenderá una luz roja que indica expansor en

operación.

3. Luego se ajusta la señal neumática del selector OFF/RUN en 15

Psig y se coloca en la posición RUN, en este momento se abre la

válvula HV-802.

- Comience a abrir lentamente la válvula manual en la succión del

expansor y este comenzará a girar.

- Con el controlador HIC-807 en manual y con 15 Psig de señal,

comience a incrementar la velocidad, reduciendo la señal neumática

hacia 9 Psig que es donde alcanza su mayor velocidad.

- Al aumentar la velocidad del expansor, la presión en el cabezal de

gas residual al Complejo irá incrementándose lentamente, entonces

la señal del controlador C.C.C. tiende a igualarse con la del HIC-

807, cuando esto ocurra se pasará el selector HIC-807 a la posición

automática.


CAPÍTULO

II

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6. Parada Manual de la Unidad Turbo-Expansor

Para proceder al paso normal o manual programado se debe hacer de la

siguiente manera:

- Como la unidad se incrementa operando normalmente y en forma

automática, debemos asegurarnos que la señal del controlador

C.C.C. que llega al panel local va igualada con el regulador de la

estación HIC-807.

- Al igualar estas señales se procederá a colocar la estación HIC-807

en la posición manual, en este momento el operador de campo

deberá informar al panelista que la unidad queda bajo su control.

- Luego comenzará a incrementar la señal neumática del controlador

HIC-807 para iniciar el descenso de la velocidad de esta unidad.

Nota: Es muy importante que esta operación se realice en la forma

más lenta posible para garantizar estabilidad en el proceso y

permitir que la válvula de By-Pass (HV-800) comience a abrir, esto

es con la finalidad de evitar desplazamiento axial de la unidad.

- Cuando la señal del controlador HIC-807 esté en 15 Psig, la unidad

estará en su mínima velocidad y el control de la presión del sistema

estará ajustado por el controlador C.C.C. a través de la válvula HV-

800.

- Luego se pulsará el botón de parada de expansor ubicado en el panel

de control local, esto provocará el cierre automático de la válvula

HV-802, posteriormente se bloquearán las válvulas manuales de

sección y descarga del Expansor/Compresor y se procederá a la

despresurización.


CAPÍTULO

II

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Secuencia Operacional de las Válvulas HV-800/HV-807

0 6 9 12 15

Salida Controlador Abierta Cerrada

0 Psig HV-800 100% HV-807 100%

3 Psig HV-800 100% HV-807 100%

6 Psig HV-800 50% HV-807 100%

9 Psig HV-807 100% HV-800 100%

12 Psig HV-807 50% HV-800 100%

15 Psig HV-807 10% HV-800 100%

7. Paro Automático del Sistema de Expansor EX-1/C-1

El sistema está protegido por diferentes elementos vigilantes de las

variables del proceso las cuales se describieron en la sección de sistema

de seguridad del equipo.

Cuando alguna de estas protecciones se activan y generan el disparo de la

unidad ocurre la siguiente secuencia:

- Al activarse el paro inmediatamente se bloquea la válvula HV-802,

parando la unidad.

- El sistema de control de presión del cabezal de gas residual envía

una señal a la válvula HV-800 para que esta se abra y envíe el gas

de la unidad turbo-expansora, con el objeto de continuar fluyendo el

gas a través del resto del proceso


CAPÍTULO

II

PAG. 54 de 190



- El operador del panel deberá notificar al supervisor de turno y éste

en conjunto con el operador de campo verificarán en sitio el motivo

de la falla, de su posible corregir realizando ajustes en el proceso, la

unidad podrá ponerse en servicio nuevamente.

- De no ser posible corregir el problema, se notificará al personal de

mantenimiento para que realice los respectivos chequeos y aplique

los correctivos.

8. Operaciones a Efectuar para un Paro Programado para

Mantenimiento.

- Prepare el Turbo-Expansor para pararlo. Cambie el control de la

válvula HV-807 a posición manual en el HIC-807 que está ubicado

en panel local. Usando el regulador neumático del HIC-807,

comience a incrementar la salida para que la válvula HV-807

comience a cerrar los difusores de entrada para iniciar el descenso

de la velocidad de la unidad; verifique que la válvula de desvío HV-

800 comience a abrir de forma que no impida la entrada de gas de

alimentación a la planta.

Nota: No ejecute este paso si la válvula de desvío HV-800 no abre,

ya que se corre el riesgo que la unidad sufra un desplazamiento axial

y dañe los cojinetes de empuje.

- Al tener cerrada totalmente la válvula controladora de velocidad

HV-807 la velocidad de la unidad se estabilizará en 5.500 R.P.M.

- Pruebe el botón de parada de la unidad en este momento se cerrará

la válvula SDV-802 a la succión del expansor.

- Cierre las válvulas manuales en la succión y descarga del compresor

y el expansor.


CAPÍTULO

II

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- Abra la válvula de venteo de 3/4” de diámetro que está situada entre

la válvula HV-802 y la válvula manual en la línea de succión del

expansor, de forma que si hay filtración, ésta no pueda poner en

operación (quede girando) el expansor. El gas residual estará

fluyendo ahora a través de la válvula check que está en el desvío del

compresor.

- Pare el sistema de lubricación y bloquee el sistema de gas de sello.

- Depresurizar el sistema por los diferentes puntos de venteo y

acondiciónelo para entregarlo al personal de mantenimiento.


CAPÍTULO

II

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ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES

EXPANSOR L.G.N. I ROTO FLOW


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta Temperatura.

Aceite Lubricante

Enfriador de Aceite

Parcialmente

Obstruido

Daños a los

Cojinetes, Paro de la

Unidad.

Efectuar Medición de

AT y AP a través del

enfriador.

Efectuar limpieza

Contaminación del

Aceite con

Hidrocarburos

Líquidos

Daños en los

Cojinetes por Baja

Viscosidad.

Efectuar Análisis al

sistema de

Lubricación para

chequear viscosidad.

Añadir Aceite Nuevo

Alto Diferencial de

Presión.

Filtro Succión

Expansor

Formación de

Hidratos

Pérdida de Eficiencia

del

Expansor/Compresor

por Baja Velocidad.

Inyectar Metanol

hasta disolver la

formación del

hidrato.

Chequear Proceso de

Deshidratación.

Colapsamiento del

Filtro por Alto

Diferencial (sucio)

IDEM

Parar la Unidad y

Reemplazar el Filtro.


CAPÍTULO

II

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Oleaje

(Surge)

Carga del Sistema

Inferior al 70% del

Diseño

Daños a los Cojinetes Verificar Carga del

Sistema y Garantizar

que esté por encima

al 80% del Diseño.

Compresor

Recirculando

Alta Temperatura de

Cojinetes

Daños en el Cojinete

Lado Compresor

Verificar Acción de

Válvula FV-503 con

Personal de

Mantenimiento.

Verificar Presencia

de Aceite en Tomas

de Transmisor.

Drenar

Baja Carga del

Compresor

Pérdida de Eficiencia

del Sistema

IDEM

10. Sección de Fraccionamiento

Torre Desetanizadora V-7

10.1 Función

La finalidad de este sistema es la de separar el etano y el CO2 de la

corriente de líquidos provenientes del fondo de la torre estabilizadora

caliente (V-5).

La columna de destilación está compuesta internamente por 36 platos de

rectificación, un intercambiador de calor (E-7), un condensador (E-6),

un tambor de reflujo y un sistema de bombas (P-3 A/B).


CAPÍTULO

II

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10.2.1 Intercambiador de Calor E-7

La función de este sistema es la de generar el calor necesario en el fondo

de la torre desetanizadora para separar el etano y el CO2 de la corriente

de líquido.

El calor es generado al intercambiar temperatura de los líquidos del

fondo de torre V-7 a una temperatura de 42 °F con vapor de agua a 30

Psig y 350 °F.

10.2.2 Condensador del Tope de la Torre (E-6)

La función de este sistema es la de condensar parte del producto del tope

de la torre V-7 al intercambiar calor con una corriente de propano

refrigerante a 32 °F para luego utilizarlo como reflujo al sistema de

fraccionamiento.

10.2.3 Tambor Acumulador de Reflujo (V-8)

Este sistema tiene como propósito el de almacenar líquido producto de la

condensación en el intercambiador E-6 para que sea utilizado como

reflujo a la torre desetanizadora para garantizar la calidad del producto

que se está obteniendo por el tope de esta columna.


CAPÍTULO

II

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Este sistema tiene como objeto el manejar los líquidos almacenados en el

tambor acumulado V-8 para inyectarlos como reflujo al tope de la torre

desetanizadora para garantizar la calidad del producto final.

Condiciones Operacionales Bombas P-3 A/B

Motor Bomba

H.P 15 G.P.M. 325

Volt 460 G.E. 0.507

AMP. 37.5 Temp. Máx. 42 °F

Velocidad Máx 3515 Veloc. Máx 3550

Presión Descarga 445 Psig


11.1 Torre Desetanizadora V-7

Antes de poner en servicio este sistema, debemos cumplir con los

siguientes pasos:

1. Verificar que las válvulas manuales de los controles de presión y nivel

estén totalmente alineadas y operativas

2. Verificar que todos los sistemas de protección (suiches de bajo nivel, alta

presión y bajo flujo) estén en servicio y en forma operativa.

11.2. Condensador de Tope (E-6)

1. Verificar que los drenajes del sistema de propano refrigerante estén

alineados y en forma operativa.

2. Verificar que el suiche de alto nivel de propano refrigerante esté alineado

y operativo.


CAPÍTULO

II

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11.3. Intercambiador de Calor Fondo Torre Desetanizadora (E-7)

1. Verificar que los drenajes de condensado de vapor estén cerrados y

operativos.

2. Verificar que no haya líquido (H2O) en los tubos del intercambiador, ya

que al iniciar el calentamiento del sistema de producirán golpes de ariete

y estas podrían romper dichos elementos.

3. Verificar la operatividad de la válvula de control de temperatura TCV-

102.

4. Verificar que todos los indicadores de temperatura, presión y niveles

locales estén disponibles para el momento del arranque.

11.4 Tambor de Reflujo (V-8)

1. Verificar que todos los sistemas de alarma (nivel, flujo) estén operativos.

2. Verificar que todos los indicadores (nivel, presión y temperatura) estén

alineadas y operativos para el momento del arranque.

11.5 Bombas de Reflujo P-3 A/B

1 Verificar que las válvulas de succión y descarga de las bombas estén

alineadas y operativas.

2. Verificar que todos los indicadores (presión, succión y descarga) estén

colocadas y operativas.

3. Verificar que todas las protecciones de la bomba estén alineadas y

operativas (paro por bajo flujo, paro por alto amperaje, paro por bajo

nivel de líquido en el V-8).

4. Verificar operatividad de la válvula de control de flujo FCV-507.


CAPÍTULO

II

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12. Parámetros a chequear antes del arranque

Las variables o parámetros a los que se le debe realizar un mayor

seguimiento dentro de este sistema son las siguientes:

- Nivel de condensado de hidrocarburos en el intercambiador E-7,

éste debe tener más o menos 65%.

- Temperatura de salida de hidrocarburos líquidos del fondo del

intercambiador E-7, ésta debe ser de 180 °F.

- Nivel de hidrocarburos de la torre desetanizadora, éste debe estar

situado en 65%.

- Nivel de líquido en el tambor acumulador V-8, éste debe estar

ajustado a 45%.

- Disponibilidad del sistema de vapor de 30 Psig.

13. Operaciones de Arranque del Sistema

Para iniciar el arranque de este sistema se debe asegurar que todos los

puntos establecidos en la lista de pre-arranque se hayan cumplido en un

100%.

14. Procedimientos de Arranque

- Revisar y prepare toda la instrumentación involucrada en el sistema

y asegúrese que trabajan correctamente. Ajuste la presión que se va

a controlar en la torre en el PIC-304 en 405 Psig y colóquelo en

posición automática.


CAPÍTULO

II

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- Abrir el drenaje de 1” de diámetro en la línea de salida de

condensado de vapor del rehervidor E-7 para iniciar el pre-

calentamiento del mismo.

- Poner en servicio las bombas de producto P-1 A/B para comenzar a

hacer nivel tanto en el fondo de la torre V-7 como en el rehervidor

E-7.

- Cuando se tenga un nivel de 65% en el rehervidor E-7 entonces se

procederá a colocar en posición automática el controlador de nivel

LIC-707.

- Abrir manualmente el controlador TIC-102 (t10%) y comience a

pasar vapor a través del rehervidor E-7.

Cuando la temperatura del líquido en el plato #5 alcance al punto de

ajuste (175 °F), ponga el controlador en posición automático.

14.1 Seguridades del equipo (Alarmas/Disparos).

Válvula de Seguridad en Torre V-7 Setting 450 Psig

Válvula de Seguridad en Bomba P-3A Setting 600 Psig

Válvula de Seguridad en Bomba P-3B Setting 600 Psig

Suiche de Paro por Bajo Nivel en V-8 20%

Alarma de Alto Nivel en Tambor V-8

Alarma de Alto Nivel en Rehervidor E-7 75%

Alarma de Bajo Nivel en Rehervidor E-7 15%

Sistema de Detección de Gas

Sistema de Detección de Fuego

15 Parámetros a chequear después del arranque.

- Nivel del Rehervidor E-7 65%

- Nivel del Acumulador V-8 50%

- Temperatura de Fondo de V-7 190 °F


CAPÍTULO

II

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- Temperatura de Tope de V-7 48 °F

- Presión de la Torre V-7 405 Psig

- Nivel de Propano del Condensador E-6 65%

- Presión en Cabezal de Vapor de Baja 35-40 Psig

16 Parámetros a chequear en proceso normal.

- Nivel del Rehervidor E-7 65%

- Nivel del Acumulador V-8 50%

- Temperatura de Fondo de V-7 190 °F

- Temperatura de Tope de V-7 48 °F

- Presión de la Torre V-7 405 Psig

- Composición del Producto de Tope de la Torre 1.96% de C3

- Composición del Producto de la Torre 0.70 de C2


Ver paro normal de Planta L.G.N. I


Ver paro programado de Planta L.G.N. I


CAPÍTULO

II

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SISTEMA DEETANIZADOR


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión en la

torre deetanizadora

V-7

Falla de la válvula

PCV-304 cerrada.

Disparo de válvulas

de seguridad.

Emanación de gas al

ambiente.

Abrir v/v By-Pass de

PCV-304.

Chequear con

personal de MTTO el

controlador 11PC-

304.

Alta temperatura tope

de torre

deetanizadora V-7

Bajo reflujo al tope

de la torre.

Productos fuera de

especificación.

Chequear niel de

propano en

condensador E-6.

Aumentar velocidad

al compresor C2.

Gasificación de

bombas de reflujo P-

3 A/B.

IDEM

Poner en servicio la

bomba de reserva.

Abrir venteos de la

bomba que estaba en

operación para

desgasificarla.

Baja temperatura de

fondo de la torre

deetanizadora


11TC-102 cerrada

Producto de fondo

fuera de

especificación.


RV en torre

depropanizadora.

Abrir manualmente

la v/v por operador

local (volante).

Chequear con

personal de MTTO.

Bajo nivel en tambor

acumulador V-8.


11LC-708 cerrada.

Producto fuera de

especificación en

tope de torre

deetanizadora por

bajo reflujo.

Abrir la v/v por

operador manual para

normalizar el nivel de

propano en

condensador E-6.

Chequear con

personal de MTTO.


CAPÍTULO

II

PAG. 65 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Bajo nivel de

propano en

condensador E-6

IDEM

Agregar propano al

sistema de

refrigeración C-2

hasta normalizar los

niveles requeridos.

Cero reflujo al tope

de la torre

deetanizadora V-7


11FC-509 cerrada.

Producto fuera de

especificación por

alto contenido de

pesados.

Notificar a

coordinación para ver

si van a consumir

etano con alto

contenido de pesados

Si no van a consumir

el etano con pesados

entonces notificar a

planta eléctrica y

fertilizantes que el

etano será alineado a

gas residual hasta que

se solvente la

situación.

Chequear con MTTO

el Loops 11PC-509.

Bomba P-3 en

servicio no bombea

IDEM

Parar la bomba que

está en servicio, abrir

los venteos y purgar

la misma.


bomba que está

disponible.


CAPÍTULO

II

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20. Sistema Depropanizador (V-9)

20.1 Función

La finalidad de este sistema es la de separar el propano de la corriente de

líquido proveniente del fondo del rehervidor E-7.

El sistema está compuesto por una torre de destilación, un condensador

de producto de tope (E-8), un rehervidor o intercambiador de calor para

el fondo de la columna de destilación (E-9), un tambor acumulador de

líquido para garantizar un reflujo (V-10), un enfriador para el producto

final (E-11) y un sistema de bombas para el reflujo (P-4 A/B).


20.2.1 Torre de Destilación V-9

Este sistema tiene como función la de separar el propano de la corriente

de hidrocarburos líquidos proveniente del rehervidor E-7.

Está compuesta por 40 platos con copas de burbujeo para garantizar un

buen fraccionamiento de estos componentes.

20.2.2 Condensador de Producto de Tope (E-8)

Este sistema tiene la función de condensar parte del producto del tope de

la torre de la destilación V-9 para garantizar líquido para su reflujo.

La fuente para intercambio de calor es agua proveniente del sistema de la

planta de Olefinas I.


CAPÍTULO

II

PAG. 67 de 190



20.2.3 Rehervidor de Fondo (E-9)

Este sistema provee el calentamiento necesario en el fondo de la torre de

destilación para lograr la separación del propano de la corriente de

fondo.

20.2.4 Tambor Acumulador de Líquido (V-10)

Este sistema recibe y almacena parte del líquido condensado en los

enfriadores E-8 y E-17, y el cual se utilizará como reflujo para garantizar

la calidad del producto del tope de la fraccionadora.

20.2.5 Enfriador de Producto (E-11)

Este sistema se utiliza para enfriar el producto final (Propano) hasta una

temperatura de 100 °F para que luego se disponga su almacenamiento en

el tanque 3101-F.


La función de este sistema es la de disponer del líquido almacenado en el

tambor V-10 y bombearlo como reflujo al tope de la torre fraccionadora

V-9 para garantizar la calidad del producto.


Motor Bomba

H.P 25 G.P.M. 380

Volt 440 G.E. 0.508

AMP. 31 Temp. Máx. 129 °F

Velocidad Máx 3535 Veloc. Máx 3535

Presión Descarga 317 Psig


CAPÍTULO

II

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21.1 Condensador de Tope (E-8)

- Verificar que las válvulas manuales del sistema de agua para

enfriamiento estén alineadas totalmente.

- Verificar que las válvulas de entrada y salida de propano producto

estén totalmente alineadas.

- Verificar que los sistemas de alivio por alta presión, tanto en el

sistema de agua para enfriamiento y propano producto estén

alineadas y operativas.

21.2 Intercambiador de Calor (E-9). Rehervidor

- Verificar que el drenaje del condensado de vapor esté parcialmente

abierto, esto es con el objeto de drenar cualquier cantidad de

condensado frío que esté en el sistema para evitar golpes de ariete.

- Verificar que la línea de salida de condensado del rehervidor del

cabezal de planta esté abierta.

- Verificar que la válvula de control de temperatura FV-507 esté en

posición manual y cerrada.

21.3 Tambor Acumulador de Reflujo (V-10)

- Verificar que el sistema indicador de nivel esté alineado.

- Verificar que el sistema de alarmas por bajo nivel estén operativos.

- Verificar que el suiche de parada por bajo nivel esté operativo.


CAPÍTULO

II

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21.4 Enfriador de Producto (E-11)

- Verifique que las válvulas de entrada y salida de agua para

enfriamiento estén totalmente abiertas.

- Verifique que las válvulas de entrada y salida de producto al

enfriador estén abiertas.

- Verifique que los sistemas de alivio del sistema de agua para

enfriamiento y producto estén alineadas.

21.5 Bombas de Reflujo (P-4 A/B)

- Verifique que las válvulas de succión y descarga estén alineadas.

- Verifique la disponibilidad de energía eléctrica para el arranque del

sistema.

- Verifique que los sistemas de protección (bajo flujo, alto amperaje,

bajo nivel) estén disponibles y operativos.


1. Ajustar en posición automática el controlador 11LC-709, con un

punto de ajuste de 50%.

2. Ajustar en posición automática el controlador 11PC-305, con un


3. Colocar en posición manual cerrada la TCV-103 hasta tener el nivel

de líquido en el tambor acumulador V-10.

4. Colocar en posición manual con una salida de 10% la válvula FCV-

507 para iniciar el calentamiento de la torre depropanizadora.


CAPÍTULO

II

PAG. 70 de 190



5. Chequear que las válvulas de entrada y salida de agua de

enfriamiento a los E-8 estén alineadas.

6. Chequear que las válvulas de entrada y salida de agua de

enfriamiento al enfriador E-11 estén alineadas.

Seguridad del Equipo (Alarmas y Disparos)

Válvula de seguridad en torre depropanizadora Setting 325 Psig

Válvula de seguridad en enfriador E-8 Lado Agua Setting 100 Psig

Válvula de seguridad en enfriador E-11 Lado Agua Setting 100 Psig

Suiche de parada por bajo nivel en tambor V-10 de las bombas P-4 A/B.

Parada de bomba de reflujo P-4 A/B por alto amperaje.

23 Parámetros a chequear después del arranque

Nivel de la torre depropanizadora 50%.

Temperatura del fondo de la torre depropanizadora 251 °F.

Temperatura del tope de la torre depropanizadora 134 °F.

Presión de la torre depropanizadora 245 Psig.

24. Parámetros a chequear en proceso normal

Nivel de la torre depropanizadora 50%.

Temperatura del fondo de la torre depropanizadora 251 °F.

Temperatura del tope de la torre depropanizadora 134 °F.

Presión de la torre depropanizadora 245 Psig.

Composición producto de tope de la torre 1.24% C2

Composición producto de fondo de la torre 3.2% C3


CAPÍTULO

II

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AREA SISTEMA DEPROPANIZADOR


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión en la

torre

depropanizadora V-9.


PCV-305 cerrada.

Disparos de v/v de

seguridad.


ambiente.


PCV-305.

Chequear con

personal de

mantenimiento el

controlador 11PC-

305.

Alta temperatura tope

de torre



11TC-103 cerrada.

Producto fuera de

especificación por

alto contenido de

pesados.

Informar al

coordinador del

complejo que se va a

alinear propano al

sistema de gas

residual.

Informar a planta

eléctrica y

fertilizantes para que

realicen los ajustes

necesarios.

Chequear con

personal de

mantenimiento.

Gasificación de las

bombas P-4 A/B.

IDEM


bomba disponible

para normalizar la

condición de reflujo.

Baja temperatura en

fondo de la torre



11FC-507 cerrada.

Producto fuera de

especificación por

alto contenido de

livianos.

Abrir v/v de By-Pass

de FCV-507 para

garantizar suministro

de vapor al

rehervidor E-9.

Chequeo con

personal de

mantenimiento el

Loops 11FC-507.


CAPÍTULO

II

PAG. 72 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN


acumulador V-10.

Deficiencia de

enfriamiento en

condensador E-8.

Producto fuera de

especificación.

Paro sucesivos de

bombas de reflujo.

Alinear el enfriador

E-8 disponible para

mejorar la

condensación.

Preparar para

efectuarle limpieza al

intercambiador que

estaba en operación.

Alta presión en torre

depropanizadora V-9

Falla de la TCV-10 C

cerrada.

Producto fuera de

especificación.

Disparo de v/v de

seguridad al

ambiente.

Abrir v/v By-Pass a

TCV-10 C.

Chequear con

personal de

mantenimiento Loops

11TC-101 asociados

a TCV-101C

Bajo reflujo a torre

depropanizadora V-9

Gasificación de

bomba P-4 A/B.

Producto fuera de

especificación.

Poner en servicio

bomba P-4

disponible.

Abrir v/v de venteo

de bomba P-4 que

estaba en servicio

para desgasificarlas.

26. Procedimiento de Arranque de la Torre Depropanizadora

- Ajustar el controlador de presión PIC-305 a 275 Psig y en posición

automática.

- Ajustar estos controles en posición automática (LV-709; PV-305)

- Ajustar el control de nivel LV-709 y en posición automática.


CAPÍTULO

II

PAG. 73 de 190


SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo – 99 Mayo – 99

- Verificar que el propano producto esté alineado al sistema de



válvula FV-507 en manual.

- Cuando tenga líquido suficiente en el tambor de reflujo V-10,

arranque una de las bombas de reflujo a la torre líquido en el fondo

del despropanizador ponga el control de nivel LV-700 en

automático así como también el TIC-103.

- Incrementar lentamente la temperatura de fondo de la torre

despropanizadora hasta alcanzar 255 °F.

- Luego vaya ajustando el TIC-103 hasta controlar una temperatura de

140 °F en el plato #32.

- Una vez que haya flujo de producto alivie el sistema hacia el

compresor de refrigeración o las plantas de olefinas.




Ver paro programado de Planta L.G.N. I

29. Sistema Debutanizador (V-11)


CAPÍTULO

II

PAG. 74 de 190



29.1 Función

La función de este sistema es la de superar el butano de la corriente de

líquidos proveniente del fondo de la torre depropanizadora.

El sistema está compuesto por una torre de destilación, un rehervidor de

fondo (E-16), un condensador de producto de tope (E-14), un tambor

acumulador de líquidos para garantizar un reflujo (V-12), un enfriador

para el producto de fondo (E-10) el cual será almacenado como gasolina

natural, bombas de reflujo (P-5 A/B)

29.1.1 Torre Debutanizadora V-11

La función de este sistema es la de separar el butano de la corriente de

líquido proveniente del fondo de la torre depropanizadora.

Internamente está constituida por 32 platos con capas de burbujeo que

garantizan el tiempo de residencia suficiente para obtener una buena

separación del producto deseado.

29.1.2 Rehervidor de Fondo E-16

La función de este sistema es la de suministrar el calor necesario que

garantice una buena temperatura, para lograr separar el hidrocarburo

requerido.

El medio de calentamiento que se utiliza en este sistema es vapor de baja

presión a 30 Psig.


CAPÍTULO

II

PAG. 75 de 190



29.1.3 Condensador de Tope E-14

La función de este sistema es la de condensar los vapores del tope de la

torre debutanizadora intercambiando calor con agua del sistema de agua

de enfriamiento de la planta de Olefinas I.

29.1.4 Tambor Acumulador de Reflujo V-12

Este sistema sirve como tambor receptor de los líquidos producidos por

condensación en el E-14 y que servirá como reflujo a la torre

debutanizadora.

29.1.5 Enfriador de Producto E-15

La función de este sistema es la de enfriar el butano producto que va al

área de almacenamiento a una temperatura de 100 °F.

El medio de enfriamiento es agua proveniente del sistema de agua de

enfriamiento de la planta de Olefinas I.

24.1.6 Enfriador de Gasolina E-10

La función de este sistema es la de enfriar el producto de fondo de la

torre debutanizadora (gasolina natural) a una temperatura de 100 °F para

su posterior almacenamiento en el tanque destinado para tal fin (3202-F).


La función de este sistema es la de disponer del líquido almacenado en el

tambor V-12 y enviarlo como reflujo al tope de la torre desbutanizadora

con el objeto de garantizar la calidad de este producto.


CAPÍTULO

II

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Motor Bomba

R.P.M. 3510 G.P.M. 275

Volé 440 G.E. 0.578

AMP. 19 Tema. Máx. 150 °F

HP 15 Presión Descarga 125 Psig

Seguridad del Equipo (Alarmas y Disparos)

Válvula de Seguridad en Torre Desbutanizadora Setting 125 Psig

Válvula de Seguridad en Enfriador E-14 Lado Agua Setting 100 Psig



Alarma de Alto Nivel en Torre Desbutanizadora 75%

Alarma de Bajo Nivel en Torre Desbutanizadora 20%

Parada de Bomba P-5 A/B por Bajo Nivel en V-12 10%

30. Procedimientos de Arranque del Sistema Debutanizador

- Ajustar el controlador de presión PIC-306 a 75 Psig y en posición

automática

- Ajustar el control de nivel LV-711 en 50% y en posición

automática.

- Verifique que el butano producto esté alineado al sistema de


- Verifique que la gasolina producto esté alineada al sistema de



CAPÍTULO

II

PAG. 77 de 190




válvula TV-104 en manual.

- Cuando tenga líquido suficiente en el tambor de reflujo V-12,

arranque una de las bombas de reflujo P-5 A/B y con el control de

flujo FC-509 empiece a poner reflujo a la torre al tener líquido en el

fondo de la torre y con el control de nivel LV-709 en automático

ajustado en 50%, coloque el control de flujo FC-509 en automático

controlando 656 P.M. y luego ajuste el control de temperatura en el

plato #5.

- Vaya ajustando el TIC-104 de acuerdo a la calidad del producto del

tope (Butano).

Nota: Es importante resaltar que el contenido de pesados IC5 en el

producto de tope y fondo de esta columna, se procederá a aliviarlos

a sus respectivos tanques de almacenamiento o a la planta G.L.P.

ubicada en BGDE.


CAPÍTULO

II

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SISTEMA DEBUTANIZADOR V-11



CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión torre

debutanizadora V-11

Falla de la v/v PCV-

306 cerrada

Disparo de v/v de

seguridad.


ambiente.


PCV-306 y controlar

la presión

manualmente.

Chequear con MTTO

el controlador 11PC-

306.

Alto nivel de torre

debutanizadora V-11

Falla de la v/v LCV-

711 cerrada.

Producto fuera de

especificación por

inundación de la

torre.

Abrir v/v de By-Pass

de LCV-711 y

normalizar el nivel.

Chequear con MTTO

el controlador 11LC-

711.

Baja temperatura en

fondo de la torre

desbutanizadora

Falla de la v/v TCV-

104 cerrada

Producto fuera de

especificación por

alto contenido de

livianos

Abrir By-Pass de

TCV-104 y controlar

la temperatura del

fondo de la torre.

Chequear con MTTO

el controlador 11TC-

104.

Cero reflujo al tope

de la torre

desbutanizadora V-

11


FCV-509 cerrada

Producto fuera de

especificación por

alto contenido de

pesados.

Ajustar temperatura

de fondo.

Alinear producto

butano a reproceso

hasta normalizar la

situación

Chequear con MTTO

el controlador 11FC-

509.


CAPÍTULO

II

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Paro de bomba de

reflujo P-5 A/B

IDEM

Ajustar temperatura

de fondo de la torre

V-11.


bomba P-5

disponible.

Alinear producto a

reproceso.


acumulador de

reflujo V-12

Presencia de

productos livianos en

el butano.

Paro sucesivo de la

bomba de reflujo.

Producto fuera de

especificación

Abrir v/v de venteo

de V-12 para

desalojar los livianos.

Ajustar temperatura

de fondo en torre

depropanizadora para

evitar que se quede

propano en el

producto de fondo.




Ver paro programado de Planta L.G.N.




CAPÍTULO III


CAPÍTULO

III

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CAPÍTULO III

Sistema de Refrigeración con Propano (C-2)

1. Función:

Este sistema tiene como objetivos principales enfriar el gas de

alimentación en el intercambiador E-3 para condensar los hidrocarburos

pesados (C3; C4; C5) de esta corriente y condensar parte del producto del

tope de la torre desetanizadora para obtener una corriente líquida que

actúe como reflujo y que garantice una buena calidad del producto de

tope de dicha columna.

2. Funcionamiento

El sistema de refrigeración está compuesto por los siguientes equipos

asociados, una turbina a vapor; una caja multiplicadora, un compresor, un

condensador y un tambor acumulador de líquido.

2.1 Turbina a Vapor

Esta unidad proporciona la energía requerida para el compresor (2875

caballos de fuerza), transformando la energía del vapor en energía

mecánica.

2.2 Caja Multiplicadora

Llena una sola función, la de transmitir la energía requerida del

compresor, desde la velocidad de operación de la turbina (5.000 R.P.M.),

hasta la velocidad requerida por el compresor (12.561 R.P.M.).


CAPÍTULO

III

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2.3 Condensador de Descarga

Recibe la presión alta y el refrigerante de temperatura correspondiente

alta cuando se descarga del compresor.

Dentro del condensador de calor se transfiere del refrigerante a 5.450

G.P.M. de agua para enfriamiento en 90 °F circulada a través de los

tubos. La extracción del calor continúa hasta que la temperatura del gas

baje a la temperatura que corresponda a su presión bajo la relación de

presión/temperatura, es decir 110 °F.

En este punto, el refrigerante se despoja de su calor latente y se

transforma en un líquido. El monto de calor actualmente extraído en el

proceso de condensación es el exceso del monto del calor que el

refrigerante había absorbido en los intercambiadores.

2.4 Tanque Flash

Este sistema tiene como función mantener un sello de líquido entre el

condensador de descarga y el tanque acumulador de refrigerante. El

refrigerante líquido fluye desde el condensador a una cámara de flotación

vertical que está equipada con un sistema de válvula neumática para

controlar un nivel. Esta válvula crea una expansión del refrigerante que

está ubicado entre la cámara de flotación y el recipiente economizador.

2.5 Tanque Acumulador de Refrigerante (V-20)

El recipiente economizador tiene una doble función.

Durante los períodos de operación, este recipiente aumenta la eficiencia

de la operación del sistema, enfriando repentinamente al refrigerante en

líquido alimentándolo hacia los intercambiadores de calor.


CAPÍTULO

III

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El refrigerante saliendo del condensador se expande desde una presión de

condensación hasta una presión de 117,6 Psig dentro del recipiente

economizador.

Debido a la reducción de presión a que se expone el líquido expandido,

una porción del líquido se transforma en un gas a través de la

vaporización y así enfría al líquido restante desde la temperatura de

condensación hasta aproximadamente 66 °F, el gas refrigerante

vaporizado pasa entonces hasta el tercer impulsor del compresor. La

eficiencia del sistema se aumenta porque este refrigerante vaporizado se

comprime a través de únicamente uno de los tres impulsores y no a través

del rango completo de presión que sería producido si todo el líquido de

110 °F fuese expandido directamente a los vaporizadores respectivos.

Como segunda función, este recipiente también sirve como recipiente de

operación y almacenamiento para la planta. Durante la operación, la

cantidad de refrigerante requerido en los vaporizadores es normal, el

excedente de refrigerante se mantiene almacenado en este recipiente.


Antes de proceder con el arranque de la unidad se deben cumplir con los

siguientes pasos.

- Verifique que todas las válvulas de entrada y salida del condensador

y enfriador de aceite del sistema de agua de enfriamiento estén

abiertas; teniendo el solenoide de 3 SOL energizado desde una

fuente de potencia externa desde el tablero de control.

- Haga circular agua a través de los componentes del sistema para

establecer el flujo de especificación a través del condensador y los

enfriadores de aceite.


CAPÍTULO

III

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- Verifique niveles de aceite tanto de la turbina a vapor como del

compresor (nivel requerido 35%).

- Verifique que las bombas auxiliares del sistema de lubricación de la

turbina a vapor y el compresor estén operativas.

- Verificar con personal de mantenimiento instrumento, la

operatividad de las válvulas de succión de las etapas del compresor

(1era, 2da y 3era).

- Verificar con personal de mantenimiento instrumento, la

operatividad del sistema de control surge y la condición de las

válvulas PV-1 y PV-2.

- Verificar la operatividad del sistema de control de temperatura de

las etapas de succión (1era y 2da) y la condición de las válvulas TV-

1 y TV-2.

- Verifique que haya disponibilidad de vapor de 600 #, agua de

enfriamiento.

- Verifique que los calentadores de aceite estén operativos y en

funcionamiento, y que la temperatura del aceite esté en 150 °F.

- Verifique que los drenajes de las etapas de succión del casco del

compresor estén abiertos en el momento del arranque, esto es con la

finalidad de drenar cualquier cantidad de líquido que pudiera estar

presente en el sistema y así evitar daños internos.

- Verifique que las válvulas de control de nivel de los

intercambiadores E-3 (LV-702) y E-6 (LV-708) estén en posición

automática y condensado un 50% de nivel.


CAPÍTULO

III

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- Verifique mediante análisis de laboratorio que la composición del

propano refrigerante sea de 95% de pureza.

- Asegúrese mediante drenaje de los intercambiadores que no haya

presencia de aceite en el lado del refrigerante en los

intercambiadores.


4.1 Sistema de Vapor

- Verifique que la presión de vapor en el sistema de 600 # esté en la

condición óptima para el arranque de dicha unidad (550-600 #) y

720 °F.

- Verifique que la presión de aceite al cojinete delantero, cojinete

trasero, cojinete de empuje proporcionada por la bomba auxiliar

antes del arranque sea de 110 #.

- Verifique que la temperatura del aceite lubricante en el SUM sea de

150 °F.

5. Operación de Arranque del Equipo

- Verifique la disponibilidad del sistema de vapor y agua de

enfriamiento.

- Coloque en posición manual la bomba de aceite auxiliar del sistema

de lubricación del compresor.

- Abra los drenajes del casco del compresor en las diferentes etapas

de succión para drenar cualquier cantidad de líquido refrigerante que

pudiera estar presente en el sistema.


CAPÍTULO

III

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- Abra los drenajes de la turbina de vapor para eliminar cualquier

cantidad de condensado de vapor.

- Verifique que el diferencial de presión entre los cojinetes y la

presión de succión del compresor esté en valores mayores a 30 Psig,

de no ser así proceda a reemplazar el aceite, ya que posiblemente

esté contaminado con el refrigerante.

- Pulse el botón de reposición en el tablero local y verifique que no

haya ninguna de las alarmas locales encendida, si alguna permanece

encendida verifique nuevamente todas las condiciones del sistema y

corrija la falla.

- Luego de verificar que todo está en orden, se le notificará al

panelista en sala de control para que empiece el permisivo desde el

SDC (Provox).

- Al tener activado el permisivo de arranque se pulsa el botón de

Reset en el tablero local y luego se pulsa el botón de arranque de la

unidad.

- Al pulsar el botón de arranque entra en servicio la bomba principal

de aceite lubricante de la turbina a través del CR-1 presurizando el

sistema hidráulico de la válvula de bloqueo del sistema de vapor de

600 #, a través del solenoide TTS-30.

Nota: Antes de ejecutar este paso el operador debe asegurarse que

la válvula de bloqueo manual del sistema de vapor esté en la

posición cerrada (abajo).

- Luego de pulsar el botón de arranque se inicia la secuencia de

válvula abriendo las B.P.R.V-(1/2/3, succión de 1era etapa, succión

de 2da etapa y succión de 3era etapa a través del relee CR-3.


CAPÍTULO

III

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- En este momento la unidad está lista para proceder a energizar el

sistema de control de velocidad, el operador de campo notificará al

panelista para que ejecute el primer paso (IDLE-1) del arranque.

- Al pulsar el primer paso o rampa de arranque IDLE-1 comenzará a

girar la turbina de vapor y comenzará una velocidad máxima de

1.500 R.P.M. controlada a través de la válvula VALTEK y el C.C.C.

- Al alcanzar las 1.500 R.P.M. en la turbina de vapor, el operador de

campo deberá realizar un chequeo completo de todo el sistema

(nivel en los intercambiadores E-3/E-6, nivel en el tambor

acumulador V-20; presiones de succión y temperatura de los

cojinetes y descarga del compresor).

- Si todas las condiciones del sistema están normales, el operador de

campo notificará al panelista para que proceda con el segundo paso

(IDLE-2) del arranque.

- Al proceder con el paso #2 del arranque (IDLE-2) la velocidad de la

turbina de vapor alcanzará las 2.500 R.P.M.; en este paso el

operador de campo deberá realizar nuevamente un chequeo

completo del sistema.

- Al alcanzar las 2.500 R.P.M. en la turbina de vapor se observará una

disminución en la presión de la primera etapa del compresor,

comenzará a incrementarse ligeramente la temperatura de descarga

pero sin alcanzar valores que podrían afectar el arranque del

sistema.

- Antes de proceder con el tercer paso (IDLE-3) última fase del

arranque, el operador de campo deberá informar al panelista las

condiciones del sistema, tales como, niveles de los

intercambiadores, presión de succión y descarga del compresor,

temperatura de descarga y vibraciones del sistema (turbina de vapor,

cojinete delantero y trasero del compresor, caja de engranaje).


CAPÍTULO

III

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- Si las condiciones del sistema están normales, entonces se procederá

a ejecutar el tercer y último paso del arranque de la unidad (IDLE-

3).

- En este paso la turbina de vapor alcanzará la velocidad mínima de

operación (4.250 R.P.M.) pasando por su velocidad crítica (3.500-

3.800 R.P.M.).

- Cuando la velocidad de la turbina de vapor alcance las 3.750 R.P.M.

se iniciará el ciclo de carga del compresor. Las válvulas de

recirculación PV-1 y PV-2 mediante una señal por el C.C.C.

comenzarán a cerrar lentamente de acuerdo al flujo medido en los

instrumentos indicadores, instalados en la succión de 1era y 2da

etapa.

- Al incrementarse la velocidad de la turbina de vapor en los rangos

de 2.500 a 4.250 R.P.M. la temperatura de succión de la 1era y 2da

etapa comenzarán a incrementarse, originado por las recirculaciones

en las etapas de succión, para controlar este incremento de

temperatura existen dos válvulas (TV-1/TV-2) que actuarán en la

forma siguiente.

- La válvula TV-1/TV-2 podrán operarse en manual y en automático

desde el sistema de control provox. Se recomienda al operador

panelista que para el momento del arranque, estas válvulas estén en

posición manual, con el propósito de evitar inyección de líquido

innecesario al sistema.

- El sistema de control de temperatura operará de la forma siguiente.

El operador panelista podrá accesar a los controladores TIC-1/TIC-2

al cumplirse las siguientes condiciones.

Presión de Succión 1era etapa <80#

Velocidad de la Turbina >2.500 R.P.M.


CAPÍTULO

III

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- Cuando la velocidad de la turbina alcance las 4.450 R.P.M., la

presión de succión de la 1era etapa y la 2da etapa estarán en valores

cercanos a 40# y 80# y las temperaturas en 20 °F y 70 °F, en este

momento se colocan en posición automática los controladores de

temperatura TIC-1/TIC-2.

- A nivel del controlador C.C.C. existen dos alternativas para

mantener el control del sistema en automático.

- Controlando por velocidad de la turbina de vapor, en esta posición

aparecerá un mensaje en el anunciador indicando que el sistema está

en control “Local”.

- Controlando por presión de succión en la 1era etapa, en esta

posición aparecerá un mensaje en el anunciador indicando que el

sistema está en control “Remoto”.

Nota: Luego que el sistema esté operando en condiciones normales

se recomienda colocar el control en posición remoto controlando la

presión de succión, operando el sistema en esta condición, este

puede absorber cualquier variación de carga de la planta que se

pueda presentar. Luego de estabilizado el sistema drenar por lo

menos una vez por turno los puntos bajos en los

intercambiadores E-3/6 y acumulador V-20, con la finalidad de

eliminar el aceite acumulado.

5.1 Seguridad del Equipo (Alarmas y Paros)

TAG Alarma Paro

- Baja Presión de Aceite

Suministro al Compresor COP 45 Psig 30 Psig

- Bajo Diferencial de Presión

de Aceite CAOP 30 Psig 35 Psig

- Baja Presión de Succión 2 PC

- Alta Presión de Descarga HP 300 Psig

- Alta Temperatura Descarga 240 Psig 250 Psig


CAPÍTULO

III

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- Alta Temperatura de Aceite

al Compresor 175 Psig 185 Psig

- Alto Nivel de Líquido en

Economizador 3HLL 75%

- Alto Nivel en Condensador

Desetanizador 2HLL 75%

- Alto Nivel en Enfriador

Gas de Alimentación 1HLL 75%

- Vibración en Turbina

Lado Gobernador 2 3

- Vibración en Turbina

Lado Acople 2 3

- Vibración en Caja Engranaje 1 1.5

- Vibración Cojinete

Delantero Compresor

- Vibración Cojinete

Trasero Compresor 3 4

- Desplazamiento Axial

del Compresor 10 12

- Válvula de Seguridad en

Línea de Succión 1era Etapa 4969 200


Línea Succión 2da Etapa 4974 200


Descarga del Compresor (E-18) 250 Psig

- Válvula de Seguridad

Economizador (V-20) 250 Psig

Condiciones Operacionales Esperadas

- Carga del enfriador de alimentación 1025 Lbs/Min

- Carga del condensador desetanizador 1471 Lbs/Min

- Temperatura enfriador de alimentación 0 °F


CAPÍTULO

III

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- Temperatura condensador desetanizador 32 °F

- Presión de Succión del Compresor 22.1 Psig.

- Presión entre 1° y 2° Impulsor 48 Psig

- Presión entre el 2° y 3° Impulsor 102.5 Psig

- Presión de descarga del Compresor 199.7 Psig

- Velocidad del Compresor 12.561 R.P.M.

- Temperatura de Condensación 110 °F

- Temperatura del Propano en Economizador 66 °F

- Flujo de Agua al Condensador 5450 G.P.M.

- Temperatura de Salida de Agua

del Condensador 102 °F

6. Paro Manual del Sistema

Para proceder al paro manual programado del sistema, se deben ejecutar

las siguientes acciones:

- Abrir parcialmente el By-Pass del sistema de vapor para garantizar

suministro al sistema de fraccionamiento y planta estabilizadora.

- Colocar en posición manual (en servicio) la bomba auxiliar del

sistema de lubricación del compresor.

- Colocar en posición manual cerrada las válvulas controladoras de

temperatura en succión de 1era y 2da etapa.

- En este momento el operador de campo notificará al panelista en

sala de control que iniciará la operación de cierre de la válvula

manual de admisión de vapor a la turbina de vapor para comenzar a

bajar la velocidad. Esta operación debe ser lo más lenta posible para

evitar que el compresor entre en surge bruscos.

- Continuar cerrando la válvula manual hasta observar que la turbina

se haya contenido por completo.


CAPÍTULO

III

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- Luego de pulsar el botón de parada de la unidad para desencrochar

el sistema de actuador hidráulico.

- Luego parar en forma manual las bombas del sistema de lubricación

de la turbina (Principal) y del compresor (Auxiliar).

- Si la parada del sistema es mayor a 2 horas abrir los drenajes de la

carcasa del compresor para evitar acumulación de líquidos.

7. Operaciones a Efectuar en Paro Automático del Sistema

Si el paro del sistema es producto de algunas protecciones asociadas del

sistema de seguridad, se debe proceder en la forma siguiente:

- El panelista de sala de control notificará de inmediato al operador de

campo sobre el paro del sistema.

- El operador de campo deberá abrir el By-Pass del sistema de vapor

de 600 # a 30 # para garantizar la continuidad en el suministro de

vapor al sistema de fraccionamiento y planta estabilizadora de

condensado, con el objeto de garantizar la calidad de los productos.

- Verificará en sitio el motivo del paso del sistema y notificará al

panelista de sala de control.

Nota: El operador de campo no reseteará el sistema hasta que el

supervisor de turno verifique en campo si la condición del paro es

real o falsa señal.

- El supervisor de turno y el operador de campo verificarán si la

condición de parada es real y realizarán los ajustes necesarios para

normalizar la situación si son condiciones de proceso.

- Si la señal de parada es falsa, entonces el supervisor de turno

notificará al personal de MTTO para realizar los correctivos del caso

y dejar la unidad disponible para entrar en operación nuevamente.


CAPÍTULO

III

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8. Operaciones a Efectuar para un Paro Programado de MTTO.

Para efectuar una parada programada del sistema para MTTO, se debe

proceder de igual manera que la descrita en la parada manual, con la

diferencia que el sistema deberá ser despresurizado y drenado, y para tal

fin se deben cumplir con los pasos siguientes:

- Abrir los puntos de drenaje en los intercambiadores E-3 y E-6.

- Abrir el drenaje del tambor acumulador V-20.

- Luego de asegurarnos que los intercambiadores y el acumulador

estén totalmente vacíos, abrir los puntos de ventas y comenzar la

despresurización.

- Al concluir con la despresurización el operador de campo debe

asegurarse que todos los sistemas de alimentación eléctrica sean

desenergizados y éste notificará al supervisor de turno y supervisor

de mantenimiento eléctrico para la colocación del respectivo sistema

de protección (Tarjeta o Candado).

- Si es necesario el sistema será inertizado con nitrógeno para

desgasificarlo.


CAPÍTULO

III

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COMPRESOR DE REFRIGERACIÓN C-2


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto T entre la

Temperatura del

Condensador con

respecto al Propano

Refrigerante.

Aire en el

Condensador.

Baja Condensación

de Propano

Refrigerante.

Alta Presión de

Descarga del

Compresor.

Purgar el Sistema del

Agua de

Enfriamiento en el

Condensador por

válvulas manuales.

Alto T en el Agua

de Enfriamiento con

una Presión en el

Enfriador Normal.

Bajo Suministro de

Agua al

Condensador.

Alta Presión de

Descarga.

Incrementar la

Cantidad (Flujo) de

Agua al

Condensador.

Alta Presión de

Descarga del

Compresor.

Ensuciamiento del

Condensador.

Paro de la Unidad.

Efectuar Limpieza al

Condensador.

Alta Temperatura del

Propano Refrigerante

en el E-6.

Sistema

sobrecargado.

Baja Eficiencia en el

Condensador de

Producto de Tope de

la Torre

Desetanizadora.

Verificar que los

álabes estén

totalmente abiertos

sin sobrecargar el

compresor, Aumentar

R.P.M. de la Turbina.

Oleaje

(Surge)

Carga Insuficiente

del Compresor.

Daños a los Cojinetes Verificar Flujo de

Succión por las

etapas de

Compresión.

Verificar Niveles de

los Intercambiadores

E-3 y E-6. Aumentar

R.P.M. de la Turbina.


CAPÍTULO

III

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Baja Presión de

Aceite Lubricante.

Espuma en el Aceite. Baja Lubricación a

los Cojinetes, con

posibles daños

mecánicos.

Verificar el estado

del Aceite por

Presencia de

Hidrocarburos.

Reemplazado del

Aceite en Línea.

Alta Temperatura de

Aceite Lubricante.

Enfriadores de Aceite

Sucios.

Baja Viscosidad de

Aceite Posible, Falta

en Lubricación de

Cojinetes.

Parar el Sistema y

Realizar Servicio a

los Enfriadores Lado

agua de

Enfriamiento.

Alto Consumo de

Aceite

Válvula Cerrada en

Línea Ecualizadora.

Baja Lubricación a

los Cojinetes.

Verificar Posición de

la Válvula de

Ecualización y

Abrirla Lentamente

hasta Observar que el

Consumo de Aceite

haya Cesado.

Baja Presión de

Aceite en la Turbina.

Filtros del Sistema

Obstruidos

Paro del Sistema de

Refrigeración

Reemplazo de

Elementos Filtrantes.

Obstrucción Parcial

del Enfriador de

Aceite.

IDEM

Programar una

Parada para Efectuar

Limpieza del

Enfriador.


CAPÍTULO

III

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Vibración en el

Compresor

Mal Funcionamiento

de la Válvula de

Control de Nivel de

Flash Tank.

Daños en Cojinetes.

Paro de Equipos.

Verificar el

Funcionamiento del

Sistema de Control

de Nivel con

Personal de MMTO.

Si es necesario parar

el Compresor.

Oleaje

Presencia de Aceite

en Sistema

Refrigerante E-3/E-6.

Baja Transferencia

de Calor.

Drenar los Puntos

Bajos de los

intercambiadores E-3

y E-6 para eliminar el

Aceite Acumulado.

Alto Nivel de

Refrigerante en

Intercambiadores

E-3/E-6.

Poca Area para la

Vaporización.

Posible Arrastre de

Líquidos.

Verificar en sitio si la

indicación de nivel es

correcta.

Realizar ajuste al

Nivel si es necesario.

Baja Temperatura en

las succiones de 1era

y 2da etapa.

Mal Funcionamiento

de los Controladores

xxTC-201 y 202.

Excesiva Inyección

de Líquidos en las

Etapas de Succión.

Verificar en sitio la

Actividad del

Sistema.

Realizar ajustes a los

Controladores con

MTTO.

Disparos del Sistema

por Sobre Velocidad.

Descalibración de

Válvula Valtek.

Daños Mecánicos al

Sistema.

Verificar en Sitio

Posición de la

Válvula con respecto

a la Salida del

Controlador.

Corregir Desviación

con Personal de

MTTO.




CAPÍTULO IV


CAPÍTULO

IV

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CAPÍTULO IV

Sistema de Tratamiento de Etano (D.G.A)


El Etano que sale del desetanizador tiene una cantidad considerable de

dióxido de carbono (CO2), por lo que es necesario tratarlo a fin de que

cumpla con las especificaciones. El etano sale del acumulador de reflujo

V-8 a 400 PSIG y 42 °F, para el intercambiador E-13 en donde se

calienta a 63 °F al intercambiador calor con el etano tratado. Al salir del

E-13 pasa a la torre de absorción V-15, donde se absorbe el dióxido de

carbono (CO2) en una solución de diglicolamina en agua (D.G.A).

El gas ácido proveniente del tope del desetanizador V-7 entra a la torre

absorbedora V-15 y sube en contracorriente a la solución amina que

desciende. El gas purificado sale por el tope del absorbedor. La solución

de amina fluye en el absorbedor en contracorriente al gas ascendente y se

combina con el sulfuro de hidrógeno (H2S) y el dióxido de carbono (CO2)

del gas. La amina enriquecida resultante sale del absorbedor por el

fondo, fluye a través de una válvula automática accionada por el LC-715,

hacia el tanque de vaporización (Flash Tank), de amina enriquecida (V-

23). Los gases provenientes del Flash de la amina rica, se utilizan como

combustible o son quemados en el mechurrio.

La amina requerida luego del flash, es filtrada en los F-3, F3A, F3B y

posteriormente pasa al intercambiador de calor E-22, donde intercambia

calor con la amina pura (pobre), proveniente de la torre de despojamiento

(V-16), en la cual entra por la parte superior (a nivel del tercer plato);

comienza a descender en contracorriente con vapores provenientes de los

rehervidores de amina que fluyen ascendentemente. Este calor sirve para

invertir la reacción entre la amina y el gas ácido, liberando los gases

ácidos de la solución y regenerando la amina.


CAPÍTULO

IV

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Los gases ácidos y el exceso de vapor salen por el tope de la columna y

van por el condensador de reflujo E-23. El condensador de reflujo (E-

23), enfría los gases ácidos y condensa el exceso de vapor. La corriente

enfriada fluye al acumulador de reflujo V-17, el cual separa los gases

ácidos y el vapor condensado. El condensado se bombea a través de las

P-9 A/B al plato del tope de la columna despojadora (V-16), como

reflujo. Los gases ácidos fluyen a través del control PC-318 hacia gas

combustible o al mechurrio.

La columna despojadora V-16 alimenta a los dos rehervidores de fuego

directo H-2 A/B al igual que alimenta por medio de una corriente lateral

al regenerador H-3. Toda esta corriente lateral se vaporiza y se devuelve

a la columna como corriente de despojamiento. La amina pura (Pobre),

fluye desde los rehervidores hasta el intercambiador de calor de amina E-

22, en donde se enfría a 211 °F antes de ir al tanque acumulador de

amina V-22.

La amina pura (Pobre), se bombea por medio de las P-10 A/B y P-8 A/B

desde el tanque acumulador de amina V-22 hacia el plato del tope de la

torre absorbedora V-15, pasando previamente por un enfriador con aire

de sección forzada E-25 y un enfriador con agua E-21 donde la

temperatura baja a 105 °F, antes de entrar a la torre, donde se cierra el

ciclo.

2. Función

El sistema de tratamiento de etano tiene como función absorber los gases

ácidos tales como sulfuro de hidrógeno (H2S y dióxido de carbono (CO2)

presentes en el etano a fin de garantizar la especificación del mismo hacia

las plantas de Olefinas.


CAPÍTULO

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3. Funcionamiento

El proceso utiliza una solución acuosa al 70% de D.G.A., como agente

tratante. Como esta solución se pone en contacto íntimo con un gas que

contiene sulfuro de hidrogeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) dentro

de un absorbedor, se produce una reacción química. Está es una reacción

reversible, la cual, cuando se incrementa la temperatura, cambia el

equilibrio hacia la izquierda. Esto significa que la amina fría se combina

con sulfuro de hidrogeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) dentro de un

absorbedor. La solución ácida se calienta, primero por intercambio de

calor y posteriormente con vapor en la columna de despojamiento. Este

calentamiento cambia el equilibrio a la izquierda, lo cual libera sulfuro de

hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2), regenerando la

diglicolamina (D.G.A). El sulfuro de hidrógeno (H2S) y el dióxido de

carbono (CO2) liberado se remueven del sistema. La amina regenerada

se enfría, primero por intercambio de calor y luego por medios externos,

siendo recirculada luego al absorbedor para completar el ciclo.

Esta unidad de endulzamiento de aguas está diseñada para tratar un

volumen de etano de 14,2 MMPCED a una presión de entrada de 350

Psig y una temperatura de entrada de 100 °F. El contenido máximo de

dióxido de carbono (CO2) es de 11,44%. La tasa de circulación de amina

(DGA) por diseño es de 204 GPM con una concentración de DGA del

70% en peso.


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4. Arranque del Sistema de Tratamiento de Etano (D.G.A.).

- Colocar en servicios hornos H-2 A/B, H-3.

- Incrementar Temperatura progresivamente en dichos hornos.

- Si existe nivel suficiente en el acumulador V-22 (5 cristales o más).

- Colocar en servicio bomba P-10 A ó B.

- Colocar en servicio bomba P-10 A ó B.

- Colocar un flujo mínimo (100 GPM), a través de la torre V-15, por

medio del control de flujo FIC-511 (sala de control). De esta

manera se garantiza flujo de recirculación de D.G.A. a través de

todo el sistema.

- Verificar con el panelista el ajuste de las diferentes variables del

sistema.

a) Control de Presión del V-23 (PV-317) = 80 Psig.

b) Control de Presión Torre Despojadora V-16 (PV-318) = 10

Psig.

c) Control de Presión Etano a Torre V-15 (PV-490) = 350 Psig.

d) Control de Nivel Torre V-15 (LV-715) = 50%.

e) Control de Nivel del V-23 (LV-716) = 30%.

f) Control de Nivel de los Hornos H-2 A/B, H-3 (LV-718/719) =

60%.

g) Control de Temperatura de los Hornos (TC-105 A) = 220 °F.

- Colocar en servicio ventiladores E-23 A/B, al incrementar nivel en

el V-17.

- Colocar en servicio bombas P-9 A ó B, de esta manera se garantiza

reflujo hacia la torre V-16.


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- Colocar en servicio ventiladores E-25 A/B.

- Abrir válvula manual de Etano hacia la torre V-15.

- Cerrar parcialmente válvula de desvío del Etano hacia la torre V-

15.

- Verificar condiciones de la D.G.A., hacia la torre V-15, temperatura

a torre V-15= 105 °F, en caso de tener alta temperatura, alinear

parcialmente el enfriador con agua E-21 hasta lograr el punto

deseado.

- Colocar flujo de D.G.A. (FIC-511), de acuerdo al volumen de etano

que se manejará.

- Colocar en servicio filtro de D.G.A., F-3 ó F-3 A.

- Cerrar totalmente válvula de desvío del Etano a la torre V-15.

- Verificar que los hornos hayan logrado la temperatura de operación

H-2 A/B= 250 °F H-3= 370 °F.

- Sistema de D.G.A. en operación.

4.1 Seguridad del Sistema de D.G.A. (Alarmas/Disparos)

Alarmas:

- LSL-715/LSH-715: Alarmas de bajo y alto nivel de la torre V-15,

respectivamente.

- LSH-716: Alarma de alto nivel del tanque de expansión V-23.

- LSL-722: Alarma de bajo nivel del tanque de amina V-22.


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- LSH-720: Alarma de alto nivel del tambor de reflujo V-17.

- FSL-511: Alarma de bajo flujo de amina a torre V-15.

Paradas

- LSL-718/AB: Paro por bajo nivel en los rehervidores H-2

A/B.

- LSL-719: Paro por bajo nivel del recuperador H-3.

- TSH-108: Paro por alta temperatura en el tope de la

despojadora V-16 (Paro de los hornos H-2

A/B, H-3).

Paro de las bombas P-8 A/B por bajo nivel en el

tambor V-22.

Paro de las bombas P-8 A/B por bajo flujo.

- Válvula de Seguridad Torre V-15= 450 Psig.

- Válvula de Seguridad Torre V-16= 25 Psig.

- Extinguidores manuales

- Hidrantes.

- Sistema contra incendio.


1. Ajustar al controlador 11LC-715 en 50%.


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2. Ajustar el controlador 11LC-716 en 50%.

3. Ajustar el controlador 11PC-317 en 80 Psig.

4. Ajustar el controlador 11PC-318 en 15 Psig.


6. Ajustar la posición manual la salida del controlador 11PC-319 en

100% abierta.

7. Ajustar el controlador 11LC-718 A o B en 50%.


9. Ajustar el controlador 11TC-107 en 350 °F.

10. Ajustar el controlador 11TC-140 en 355 °F.

11. Ajustar el controlador 11TC-105A en 218 °F.

12. Verificar que los elementos de los filtros F-3 y F-3A estén

disponibles (limpios).


1. Presión en el Flash-Tanck 80 Psig.

2. Diferencial del filtro F-3 o F-3A Máx. 15Psig.

3. Nivel del Flash-Tanck Máx. 75 Psig.

4. Presión en la columna despojadora V-16.

5. Temperatura de regeneración de la amina en el H-3 Máx. 355 °F.


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6. Nivel del horno regenerador Mín. 25%.

7. Nivel en el tambor de reflujo V-17 Máx. 75%.

8. Carga ácida de la amina pobre Máx. 0.1 °.

9. Composición del etano entrando a la torre absorbedora.

10. Formación de espuma en el sistema, diferencial de presión en la

torre absorbedora V-15.

7. Operaciones a efectuar en paro normal del equipo.

1. Notificar al coordinador de operaciones sobre el paro del sistema de

D.G.A. y el corte del etano producto a las plantas de Olefinas.

2. Notificar a Planta Eléctrica y Fertilizantes que se alineará el etano al

sistema de gas residual, para que realicen los ajustes con el gas

combustible de sus plantas.

3. Notificar a las plantas de Olefinas I/II sobre el corte del etano para

que realicen los ajustes de conversión en los hornos de ser

necesario.

4. Desviar a gas residual toda la producción de etano.

5. Desviar el etano de la torre absorbedora V-15.

6. Iniciar el enfriamiento del sistema bajando la temperatura en los

hornos de regeneración H-2A/B y H-3.


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7. Al cortar completamente el gas combustible de los hornos se

procederá a bloquear la válvula PCV-318 en el V-17 para mantener

la presión del sistema de baja y garantizar que continúe la

recirculación para finalizar el enfriamiento en total del sistema.

8. Al concluir con el enfriamiento se procederá a parar las bombas de

recirculación P-10 A/B, bloquear las válvulas de descarga de las

mismas.

9. Bloquear la LCV-715, LCV-718 y LCV-716.


Para el paro programado para efectuar en mantenimiento al sistema se

procede de la misma forma que la parada normal, con la diferencia que si

se va a abrir algún equipo se prepara un procedimiento para el drenado y

desgasificado del mismo, de ser necesario se inertizará con nitrógeno

9. Equipos Asociados al Sistema de D.G.A.

9.1 Torre Absorbedora V-15

Columna de 19 platos diseñada para tratar un volumen de 14,2 MMPCD

de gas.

9.2 Tanque Separador de Amina V-23

En este tanque se separan por expansión, gases de hidrocarburos

contenidos en la amina rica.

9.3 Columna Despojadora de Amina V-16

Torre de 18 platos diseñada para regenerar la amina enriquecida, opera de

7 a 10 Psig y 250 °F.


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9.4 Filtros F-3/F-3 A

La función es mantener la D.G.A. limpia a fin de minimizar los

problemas en las bombas y en los intercambiadores de calor, a su voz

reduce los problemas de corrosión y de formación de espuma.

9.5 Acumulador de Amina V-22

Su función es mantener un nivel mínimo (50% aproximadamente) a fin

de garantizar el flujo de D.G.A. a través de la torre absorbedora V-15.

9.6 Regenerador de Amina H-3

Provee una destilación continua de una corriente lateral de solución de

amina, con el propósito de remover los contaminantes no volátiles de la

solución. Estos incluirían productos de la degradación de la amina,

sulfuro de hierro, polvo, costras, etc.

9.7 Arranque Hornos H-2 A/B.

- Purgar horno con aire de instrumento.

- Colocar selector en fuego mínimo.

- Pulsar los botones de Reset, prueba de luces y Reconocimiento.

- Pulsar el botón de arranque manual.

- Pulsar el botón de inicio de purga.

- Purgar en forma manual los hornos.

- Esperar 40 segundos, después de apagar la luz de purga.

- Pulsar el botón de Reconocimiento.


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- Pulsar botón para abrir SSV-02.

- Energizar válvula SSV-02 en forma manual (Encrochar).

- Verificar que la válvula control de temperatura esté cerrada

(Consolista).

- Pulsar botón de encendido del piloto I.

- Pulsar botón de Quemador N° 1.

- Abrir válvula manual de entrada de gas combustible al quemador.

- Pulsar botón de encendido del Piloto I.

- Pulsar botón de encendido de Quemador II.

- Colocar selector en operación normal.

- Hornos en servicio.

Diferentes Tópicos que deben conocerse sobre Plantas de Endulzamiento

de Gas (Amina).

10. Seguimiento que debe llevarse sobre las Especificaciones de la

Solución de Amina.

10.1 Control sobre la Solución

- Realizar diariamente análisis de la solución de amina circulante para

determinar la concentración de la misma para con ello garantizar

una buena absorción de los gases ácidos.


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- Realizar análisis por turno para determinar la carga de gas ácido

contenido en la solución de amina, para determinar si la

regeneración que se está realizando, es la más efectiva para el

sistema.

- Determinar mediante análisis la presencia de contaminantes que

pudieran estar presentes en la solución de amina para realizar los

correctivos necesarios y lograr que los mismos sean eliminados del

sistema.

Posibles contaminantes que pueden presentarse en Sistemas de

Tratamiento de Gas (Aminas).

- Sales térmicamente estables.

- Impurezas en el agua de reposición.

- Degradación de la amina por alta temperatura.

- Degradación química (oxidación).

10.2 Sales Térmicamente Estables

Son aquellas producidas por efecto de la reacción de la amina con los

gases ácidos contenidos en el gas natural (CO2 y H2S), se les conoce con

este nombre porque ellas no son regenerables o disueltas por tratamientos

realizados con temperatura.

Elementos que inciden a la Formación de Espuma en un Sistema de

Amina.

- Presencia de hidrocarburos condensados.


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- Sólidos presentes en suspención.

- Productos de la degradación de la amina.

- Sucio producto del uso de inhibidores de corrosión.

- Grasas utilizadas en válvulas (grasas jabonosas).

10.3 Productos Fuera de Especificación

A continuación se enumeran varias condiciones que pueden ocasionar

que el producto que se está tratando esté fuera de los parámetros de

especificación.

- Baja circulación de amina en el sistema.

- Baja concentración de amina.

- Regeneración inadecuada de la amina.

- Altas temperaturas en la corriente de amina.

- Formación de espuma en el sistema.

- Problemas mecánicos.

10.4 Fórmula para el cálculo de Flujo de Amina requerido para

diferentes volúmenes de gas.

Flujo de Amina es igual a:

(%CO2 ACT) (%H2S ACT) (VOL MMPCD ACT) (CON DIS)

(RATA NH2 DIS) * --------------------------------------------------------------------------------

(%CO2 DIS) (%H2S DIS) (VOL MMPCD DIS) (CON ACT)


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RATA NH2 DIS = Flujo de Amina Máximo de Diseño.

% CO2 ACT = % de CO2 contenido en el gas de alimentación.

% H2S ACT = % de H2S contenido en el gas de alimentación.

VOL MMPCD ACT = VOL de gas de alimentación manejado.

CON DIS = Concentración de la Solución de Amina según Diseño.

% CO2 DIS = % de CO2 según Diseño.

% H2S DIS = % de H2S según Diseño.

VOL MMPDC DIS = VOL de Gas de Alimentación según Diseño.

CON ACT = Concentración de la Solución de Amina Actual.

10.5 Especificación del Agua de Reposición

- Cloruros Nivel Máximo 20 PPM (Problemas de Corrosión).

- Sólidos Disueltos Nivel Máximo 100 PPM (Formación de Espuma)

- Niveles Máximos de Minerales Sodio y Potasio 10 PPM (Formación

de Sales Térmicamente estables).

- Nivel Máximo de Hierro presente en la Solución 10 PPM

(Problemas de Corrosión).


CAPÍTULO

IV

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SISTEMA DE TRATAMIENTO DE ETANO D.G.A.


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión

diferencial en torre

absorbedora V-15.

Formación de

espuma.

Arrastre de D.G.A.

por tope de torre

absorbedora V-15.

Agregar anti-

espumante.

Bajar carga de etano.

Desviar si es

necesario el etano

hasta normalizar el

sistema.

Presencia de

hidrocarburos

líquidos en torre V-

15.

IDEM

Desviar el etano a

gas residual.

Verificar nivel en

tambor V-8.

Agregar anti-

espumante.

Bloquear el E-21

para calentar la

D.G.A.

Poner en servicio el

filtro de carbón.

Alto nivel en torre

absorbedora V-15.


LCV-715 cerrada.

Inundación de la

torre.

Arrastre de D.G.A.

Pérdida de

especificación de

etano.

Abrir válvula de By-

Pass de LCV-715.

Chequear con

mantenimiento

controlador 11LC-

715.

Bajo flujo de D.G.A.

a V-15.


FCV-511 cerrada.

Pérdida de la

especificación del

etano por alto

contenido de CO2.


Pass de FCV-511.

Chequear con

mantenimiento

controlador 11FC-

511.


CAPÍTULO

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión en

separador de flash

V-23.

Falla de válvula

LCV-715 abierta.

Alta presión en

separador V-23.

Disparo en válvula de

seguridad.

Colapsamiento de

filtros.

Rstringir válvula

manual aguas debajo

de LCV-715.

Chequear con

mantenimiento

controlador 11LC-

715.


PCV-317 cerrada.

IDEM


Pass de PCV-317.

Alto nivel del

separador V-23.

Alto diferencial

depresión en filtro F-

3 o F-3 A.

Arrastre de D.G.A.

por válvula de

control de presión

PCV-317.

Desviar el filtro que

esté en operación.

Alinear filtro

disponible.

Reemplazar

elementos tapados.


LCV-716 cerrada.

IDEM


Pass de LCV-716.

Chequear con

mantenimiento el

controlador 11LC-

716.


despojadora V-16.


PCV-318 cerrada.


de seguridad de V-16

al ambiente.


Pass de PCV-318.

Chequear con

mantenimiento el

controlador 11PC-

318.

Baja presión en torre

despojadora V-16.


PCV-318 abierta.

Paro de la

recirculación de

D.G.A. por bajo nivel

en V-22.

Restringir válvula

aguas debajo de

PCV-318.

Reestablecer la

presión del sistema.

Arranque de planta.

Bajo nivel en hornos

de regeneración H-2

A/B.


LCV-716 cerrada.

Daños al tubo del

quemador.

Paro de planta por

bajo nivel.


Pass de LCV-716.

Normalizar niveles

en hornos H-2 A/B.


CAPÍTULO

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta temperatura en

hornos H-2 A/B.

Descontrol del

sistema de gas

combustible 11TC-

105 A.

Pérdida de D.G.A.

por vaporización.

Colocar en manual el

controlador 11TC-

105 A y ajustar la

temperatura.

Chequear con

mantenimiento.

Baja temperatura en

hornos H-2 A/B.

Falla del controlador

/ transmisor 11TC-

105.

Mala regeneración de

la amina.


controlador 11TC-

107 A y ajustar la

salida de la válvula

hasta normalizar la

temperatura.


V-22.


LCV-718 cerrada.

Paro de planta de

D.G.A. por bajo

nivel.

Pérdida de etano por

CO2.

Agregar condensado

de vapor.


Pass de LCV-718.

Chequear con

mantenimiento el

controlador 11LC-

718.

Alta temperatura

regenerador H-3.


TCV-107 abierta.

Degradación de la

D.G.A. por alta

temperatura.

Restringir válvula

manual de entrada de

gas combustible.


controlador 11TC-

140 y ajustar la salida

hasta normalizar la

temperatura.

Bajo nivel de D.G.A.

en regenerador H-3.


LCV-719 cerrada.

Disparo del horno

por bajo nivel.

Daños en el tubo del

quemador.

Abrir válvula By-

Pass de 11LC-719.

Abrir válvula manual

para inyectar

condensado de vapor.

Chequear con

mantenimiento el

controlador 11LC-

719.




CAPÍTULO V


CAPÍTULO

V

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SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99

CAPÍTULO V

Sistema Manejo y Estabilización de Condensados

Sistema Manejo de Condensados

1. Función

La función de este sistema es la de separar los líquidos provenientes de

los gasoductos de 16” y 20” para luego por diferencial de presión

enviarlos a la unidad de estabilización en la Planta L.G.N. I.


El gas suministrado al Complejo Petroquímico El Tablazo, por cambios

de presión y temperatura tiende a formar líquidos de las fracciones más

pesadas (butanos y gasolina).

Estos líquidos son separados en dos unidades de separación trifásicas que

son los V-24 A/B, luego por diferencial de presión y mediante un control

de nivel son pasadas por un tercer separador (V-24 C) de baja presión

360 Psig, para separar el agua de los hidrocarburos líquidos.

El agua será separada por decantación y enviada a la fosa de quema que

está ubicada en Puerto Miranda, los líquidos serán enviados a la unidad

de estabilización de condensado para eliminar las fracciones de

hidrocarburos livianos (Metano y Etano). Luego el producto restante de

la estabilización será una mezcla de propano, butano y gasolina que será

tratada en el área de fraccionamiento de la Planta L.G.N. I.


Los equipos asociados al sistema son el V-24 A, V-24 B y el V-24 C.


CAPÍTULO

V

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3.1 Separadores V-24 A/B

La función de las unidades V-24 A/B es la de separar los líquidos y agua

libre provenientes de los gasoductos de 16” y 20” que alimentan a las

plantas L.G.N. I/II, su capacidad de manejo es de 200 MMPCND, a una

presión de 850 Psig.

Seguridad del Equipo

Válvula de Seguridad Setting a 980 Psig

Alarma de Bajo Nivel Setting a 10%

Alarma de Alto Nivel Setting a 75%

Control de Nivel en la Bota de Agua 11LC-24 A2/11LC-24 B2

Control de Nivel de Hidrocarburos 11LC-24 A1/11LC-24 B1

Alarma de Alto Nivel de Bota de Agua 75%

Alarma de Bajo Nivel de Bota de Agua 10%

3.2 Separador de Baja Presión V-24 C

La función de este sistema es la de recibir los líquidos provenientes de

los separadores de alta presión V-24 A/B, V-1, V-13, V-7, con el

propósito de separar la fase acuosa de los líquidos de hidrocarburos, para

luego enviarlos por diferencial de presión hacia la torre estabilizadora

SV-1 para separar por calentamiento los hidrocarburos livianos (Metano

y Etano) contenidos en dicha corriente.

La fase acuosa es drenada por control de nivel hacia la fosa de quema sin

humo ubicada en el Puerto de Miranda para su disposición final.

La capacidad de manejo es de 5.000 Bls/Día a una presión de 380 Psig.

El gas producido por la caída de presión interna en el separador

(Flashing) por control de presión es entregado como gas combustible a

las plantas eléctricas de Enelven Ramón Laguna o como combustible al

Complejo Petroquímico.


CAPÍTULO

V

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Válvula de Seguridad Doble Setting a 450 Psig

Alarma de Bajo Nivel de Líquido Hidrocarburo 10%

Alarma de Alto Nivel de Líquido Hidrocarburo 70%

Alarma de Bajo Nivel de Bota de Agua 10%

Alarma de Alto Nivel de Bota de Agua 70%

Control de Nivel de Líquido Hidrocarburos 11LC-24C1

Control de Nivel de la Bota de Agua 11LC-24C2

Control de Presión en el Separador 11PC-24C

Alarma por Alta Presión en el Separador 400 Psig

3.3 Sistema Estabilizador de Condensados

La función de este sistema es la de eliminar los componentes livianos

(Metano/Etano) de la corriente de líquidos proveniente del separador de

baja presión V-24C y luego enviarlos a la sección de fraccionamiento de

la planta L.G.N. I para su separación y verificación como producción.


Los equipos asociados al sistema son los siguientes: Filtros

Coalescedores SF-1 A/B, Intercambiador Pre-Calentador de

Condensados SE-1; Calentador de Líquido Secundario SE-2; Torre

Estabilizadora de Líquido SV-1; Calentadores de Fondo SE-4 A/B;

Tambor Acumulador de Condensado de Vapor SV-3; Bombas de

Condensado de Vapor SP-1 A/B; Bomba de Recirculación de Líquidos

SP-2 y Enfriador de Producto Estabilizado SE-3.


CAPÍTULO

V

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4.1 Filtros Coalescentes SF-1 A/B

La función de este sistema es la de eliminar las partes sólidas que

pudieran ser arrastradas por el líquido y el agua libre entrampadas en las

moléculas de los hidrocarburos.


Válvula de Seguridad Setting 950 Psig

Alarma por Alto Nivel en la Baja de Agua 75%

Alarma por Bajo Nivel en la Baja de Agua 20%

Controlador de Nivel de la Baja de Agua 11LC-240/11LC-240 A

Instrumento Indicador de Diferencial de Presión

4.2 Intercambiador Pre-Calentador de Condensado SE-1

La función de este intercambiador es la de precalentar el condensado de

hidrocarburos libre de sólidos y agua libre con el condensado

estabilizado del fondo de la torre SV-1.


Válvula de Seguridad Setting 385 Psig (PSV-103)

Sistema de Detección de Gas y Fuego

Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio


CAPÍTULO

V

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4.3 Calentador de Líquidos Secundarios SE-2

Su función es la de precalentar el líquido que alimentará a la torre

estabilizadora SV-1 en el momento de un arranque y la de suplir

temperatura adicional luego de estar en operación normal si el

precalentador primario no fuese suficiente.





4.4 Torre Estabilizadora SV-1

La función de la torre estabilizadora es la de separar los hidrocarburos

livianos (Metano/Etano) de la corriente de líquidos proveniente del

separador de baja presión V-24C.



Indicaciones de Temperatura en los Platos # 24, 22, 12 (11TI-225, 11TI-

226, 11TI-227)

Alarma por Alta Presión Setting 400 Psig

Alarma por Alto Nivel 75%

Alarma por Bajo Nivel 20%

Alarma por Alta Temperatura 300 °F

Alarma por Baja Temperatura 200 °F

Controlador de Presión TAG # 11PC-246

Controlador de Temperatura TAG # 11TC-247

Controlador de Nivel TAG # 11LC-245


CAPÍTULO

V

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Condiciones Normales de Operación

Presión en la Torre (Tope) SV-1 280 Psig

Temperatura de Fondo Torre SV-1 265 °F

Nivel de Líquido Fondo Torre SV-1 50%

4.5 Calentadores (Rehervidores) de Fondo SE-4 A/B

La función específica de este sistema es la de suplir el calor necesario en

el fondo de la torre estabilizadora SV-1, para separar los hidrocarburos

livianos (Metano/Etano) de la corriente de líquidos.

Este calor es generado por el intercambio de temperatura entre el líquido

del fondo de la torre que fluye a través de la carcasa y vapor saturado a

350 °F que circula por el haz de tubos.





4.6 Tambor Acumulador de Condensado de Vapor SV-3

La función de este sistema es la de acumular el condensado de vapor

producido por el intercambio de calor del vapor saturado con el líquido

del fondo de la torre estabilizadora SV-1.


CAPÍTULO

V

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Alarma por Alta Presión Setting 70 Psig

Alarma por Baja Presión 35 Psig

Alarma por Alta Nivel 85%

Alarma por Bajo Nivel 20%

Controlador de Presión TAG # 11PC-248

Controlador de Nivel TAG # 11LC-250

4.7 Bombas de Condensado de Vapor SP-1 A/B

La función de este sistema es la de inyectar parte del condensado del

vapor generado por el intercambio de temperatura en los rehervidores

SE-4/B al sistema de vapor saturado con la finalidad de ajustar la

temperatura a los niveles requeridos (350 °F).





4.8 Enfriador de Líquidos Estabilizados SE-3

La función de este sistema es la de enfriar el líquido estabilizado del

fondo de la torre SV-1 a una temperatura de 170 °F que servirá de

alimentación adicional al sistema despropanizador (V-9), o a las

salchichas de almacenamiento de productos fuera de especificación

(Reproceso) para luego rectificarlo en el área de fraccionamiento.


CAPÍTULO

V

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Sistema de Monitoreo de Vibración (Sísmico)

4.9 Bomba de Recirculación de Líquidos Hidrocarburos SP-2

La función de este sistema es la de mantener una alimentación constante

a la torre SV-1 cuando la formación en los gasoductos sea pobre.





5. Arranque de Planta Estabilizadora de Líquidos

1. Acondicionamiento y puesta en servicio línea de vapor.

1.1 Acondicionamiento de línea de vapor de 600 # hasta la D.M.V-

521.

1.2 Acondicionamiento de línea de vapor saturado desde D.M.V-251

hasta la D.M.V-247.

1.3 Acondicionamiento de la línea de vapor saturado desde D.M.V-

247 hasta SV-3.

1.4 Acondicionamiento de la línea de vapor del SV-3 hasta la válvula

manual en límite de baterías.


CAPÍTULO

V

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1.5 Acondicionamiento de la línea de condensado de vapor desde SV-

3, bombas SP-2 hasta la válvula D.M.V-249.

1.6 Acondicionamiento de línea de condensado de vapor desde SV-3

hasta límite de baterías condensado de vapor pasando por la válvula

D.M.V-250.

2. Llenado de línea de alimentación hasta filtros SF-1 A/B.

3. Acondicionamiento de la línea de salida de los filtros SF-1 A/B

hasta la válvula D.M.V-241 pasando por el SE-1 lado haz tabular,

incluye el By-Pass.

4. Acondicionamiento de la línea de alimentación desde la D.M.V-

241 hasta la D.M.V-244.

5. Acondicionamiento de la torre estabilizadora SV-1 hasta la D.M.V-

246.

6. Acondicionamiento de la línea de fondo de la torre SV-1 pasando

por el SE-1 lado carcaza y By-Pass hasta límite de baterías por SE-

3, D.M.V-242 y D.M.V-295.

5.1 Arranque de Planta Estabilizadora

1. Acondicionamiento de la Línea de Vapor de 600 # y Vapor

Saturado

1.1 Abrir todos los puntos bajos en línea de vapor 600 # hasta la válvula

manual aguas debajo de la D.M.V-251, con el objeto de eliminar el

posible condensado de vapor frío acumulado en la línea para evitar

golpes de ariete.


CAPÍTULO

V

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1.2 Abrir todos los puntos bajos en línea de vapor saturado desde la

D.M.V-251 hasta la válvula manual en el límite de baterías (cabezal

de condensado de vapor L.G.N. I y cabezal de vapor de 30 # en

L.G.N. I).

1.3 Abrir válvulas manuales y automáticas del sistema (D.M.V-251,

D.M.V-247, D.M.V-249, D.M.V-250 con sus respectivos By- Pass

si los tiene).

1.4 Abrir lentamente la válvula manual que comunica el sistema de

vapor de 600 # de L.G.N. I con el de la planta estabilizadora.

1.5 Al observar pase de vapor por esta válvula, mantenerla en esta

posición para iniciar el calentamiento de todo el sistema de vapor de

la planta estabilizadora incluyendo los rehervidores SE-4 S/B.

Verifique que los by-pass de las trampas de vapor de los

intercambiadores SE-4 A/B esten cerrados.

1.6 Observar el incremento de temperatura en el sistema de vapor en los

indicadores TW-433, 432, 424.

1.7 Al observar que la temperatura es igual en estos puntos, colocar en

automático con un punto de ajuste de 230 # el controlador 11PC-

251.

1.8 Cerrar todos los puntos bajos del sistema.

1.9 Luego comenzar a abrir lentamente la válvula manual del cabezal de

600 # . Esta operación debe realizarse muy lentamente, ya que un

incremento brusco en la presión podría ocasionar fugas de vapor por

las empacaduras en las bridas existentes.

1.10 Ajustar en automático los controladores 11LC-250, 11TC-249 y

11PC-248 con sus respectivos puntos de control que son: 50%,

275 °F, 50 Psig. Cerrar los By-Pass de las válvulas de control.


CAPÍTULO

V

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1.11 Luego de alcanzados los valores ajustados en los controladores

automáticos, el sistema de vapor está disponible para entrar en

operación.

2. Acondicionamiento y Llenado de la Línea de Alimentación de

Condensado Hidrocarburos

Para el acondicionamiento de la línea de alimentación a la planta

estabilizadora se procederá de la manera siguiente:

2.1 Abrir la válvula SDV-253, abrir las válvulas de entrada a los filtros

coalescedores SF-1 A/B y mantener la válvula de salida cerrada.

2.2 Abrir los drenajes de los filtros coalescedores para eliminar el

oxígeno del sistema cuando comience a purgarse con líquido.

2.3 Abrir la válvula manual en límite de baterías antes de la SDV-253,

al observar que la línea comience a enfriarse, mantener la válvula en

esta posición hasta que comience a salir gas por los drenajes de los

filtros.

2.4 Luego continúe abriendo lentamente la válvula manual para iniciar

la presurización.

2.5 Al observar presencia de líquido hidrocarburo en los drenajes de los

filtros comience a cerrar las válvulas para iniciar la presurización de

este sistema.

2.6 Luego abra las válvulas en los puntos de drenaje aguas debajo de los

filtros SF-1 A/B específicamente en los siguientes puntos:

a) Intercambiador SE-1

b) Intercambiador SE-2 Lado Alimentación a SV-1

c) Fondo de la Torre Estabilizadora SV-1


CAPÍTULO

V

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Nota: Cerrar válvula manual en línea de producto estabilizado en

fondo de la torre SV-1.

2.7 Abrir válvula D.M.V-244 en posición manual para efectuar la purga

del sistema.

2.8 Abrir la válvula de control de temperatura D.M.V-241 con su

respectivo By-Pass.

2.9 Con el sistema presurizado y cargado con líquido, abrir lentamente

la válvula manual a la salida de los filtros SF-1 A/B hasta observar

que la línea se comience a enfriar.

2.10 En este momento se inicia la purga del oxígeno del sistema,

observar los puntos de drenaje y donde se manifieste la presencia de

líquido hidrocarburo, cerrar dicho punto hasta llegar a la torre

estabilizadora SV-1.

2.11 Abrir el punto de venteo o drenaje de la válvula D.M.V-246 y dejar

cerrada dicha válvula.

2.12 Al observar presencia de líquido en el drenaje del fondo de la torre

estabilizadora SV-1, cerrar la válvula y comenzar a observar el

punto de venteo de la válvula D.M.V-246.

2.13 Abrir la válvula D.M.V-246 y comenzar a presurizar el sistema

hasta 250 #.

2.14 Luego abrir la válvula de salida de producto de tope de la torre

estabilizadora SV-1 hacia el cabezal de gas residual.

2.15 Abrir los puntos bajos o drenajes en la línea de producto

estabilizado desde la torre SV-1 hasta el límite de baterías

incluyendo la válvula D.M.V-242 y su By-Pass, así como también la

D.M.V-245.


CAPÍTULO

V

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3. Coloque en posición automática los siguientes controladores

11TC-241, 11PC-246, 11LC-245, 11TC-242 con los siguientes

puntos de ajustes: 150 °F, 285 Psig, 50%, 100 °F.

4. Para este momento el separador V-24C debe estar alineado

enviando el condensado hidrocarburo a la fosa de quema ubicada en

Puerto Miranda o al pag-line.

5. Ajuste una abertura en la válvula D.M.V-244 a través del

controlador 11PC-244 en un 5 ó 10%.

6. Comience a alinear los líquidos del V-24C a la planta estabilizadora

lentamente para comenzar a hacer niveles en la torre SV-1.

7. A medida que la torre SV-1 vaya tomando nivel, comience a

calentar el fondo de la torre pasando vapor a través de los

rehervidores SE-4 A/B hasta alcanzar los parámetros operacionales

de diseño (280 °F en el fondo).

8. Mantenga supervisión constante en los siguientes controladores:

11PC-246, 11LC-245, 11FC-247, éstos garantizan una operación

estable del sistema.

6. Paro Normal de Planta Estabilizadora

1. Participar al coordinador de operaciones del complejo sobre la

parada de la unidad estabilizadora de condensado.

2. Dejar alineado el tope de la torre estabilizadora hacia el cabezal de

gas residual.

3. Desviar al pag-line los condensados del V-24C.


CAPÍTULO

V

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4. Cerrar lentamente la válvula manual del cabezal de 600 # para

iniciar el enfriamiento del sistema de vapor saturado.

5. Parar el enfriador SE-3.

6. Parar el sistema de bomba de condensado de vapor SP-1 A/B.

7. Cerrar la válvula principal de entrada de líquido D.M.V-253.

8. Parar la bomba de recirculación SP-2 si está en servicio.

7. Paro de Emergencia de Planta Estabilizadora

1. Cerrar la válvula principal de condensado hidrocarburos D.M.V-

253.

2. Alinear los líquidos del separador V-24C al pag-line o fosa de

quema en Puerto Miranda.

3. Cierre la válvula manual del cabezal de vapor de 600 Psig a la

unidad productora de vapor saturado.

4. Alinear el producto del fondo de la torre SV-1 al sistema de

reproceso.


CAPÍTULO

V

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SISTEMA DE MANEJO Y ESTABILIZACIÓN DE CONDENSADOS


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto Nivel en

Separador V-24 A

Hidrocarburos

Falla de la válvula de

control de nivel

11LC-24 A1

Pase de líquido al

separador de

alimentación de

L.G.N. I

Abrir By-Pass de la

válvula de control

11LC-24 A1.

Chequear con

personal de MTTO

funcionamiento del

sistema de control.

Alto Nivel en

Separador V-24 B

Hidrocarburos


control de nivel

11LC-24 B1

Pase de líquido al

separador de

alimentación de

L.G.N. II

IDEM

Alto nivel de la bota

de agua del separador

V-24 A


control de nivel de la

bota 11LC-24 A2

Arrastre de agua al

separador V-24C con

posible pase al

sistema de

estabilización

Abrir By-Pass de la

válvula de control.

Chequear con

personal de MTTO

funcionamiento del

sistema de control.

Alto nivel de la bota

de agua del separador

V-24 B



bota de agua 11LC-

24 B2

IDEM

IDEM

Alto Nivel de

líquidos

Hidrocarburos en

V-24 C.


control de nivel de

hidrocarburos 11LC-

24 C1

Inyectar líquido al

sistema de gas a

Enelven o sistema de

gas combustible al

Complejo.

Abrir By-Pass de la


Alinear el gas a la

fosa de quema hasta

normalizar la

situación.

Chequear con

personal de MTTO.


CAPÍTULO

V

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto nivel de bota de

agua del separador

V-24 C

Obstrucción por

salida del filtro de la

válvula de control de

nivel de la bota

11LC-24 C2.

Pasar agua libre al

sistema de

estabilización de

líquido.

Abrir By-Pass de la


Retirar y limpiar el

filtro de la válvula de

control.

Falla del sistema de

control de nivel de

agua por

descalibración.

IDEM

Abrir By-Pass de la


Chequear y recalibrar

con personal de

MTTO el transmisor

de nivel de la bota de

agua

Alta presión en

separador V-24 C


control de presión del

separador

Disparo de válvula de

seguridad con

venteos de gas al

ambiente.

Abrir By-Pass del

separador y alinear

los líquidos al pag-

line o complejo hasta

normalizar la

situación.

Pérdida del sello de

líquido de los

separadores V-24

A/B, V-1, V-13.

IDEM

Verificar cual de los

separadores está

dando problemas con

pase de gas al

sistema del separador

V-24 C

IDEM

Abrir By-Pass de la

válvula de control o

abrir desvío del

separador V-24 C

Alinear los líquidos

al Pag-Line.


CAPÍTULO

V

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto diferencial de

presión de filtro

coalescentes SF-1

A/B

Obstrucción de

elementos filtrantes

Bajo flujo de

alimentación a torre

estabilizadora SV-1

Poner en operación el

filtro que está

disponible.

Reemplazar

elementos filtrantes.

Alto nivel de bota de

agua en filtros

coalescentes SF-1

A/B



bota de agua 11LC-

240/240 A

Arrastre de agua libre

al sistema de

estabilización de

condensado.

Drenar los puntos

bajos del sistema.

Incrementar la

temperatura de fondo

de la torre SV-1

Disminuir la presión

más o menos 5 Psig

para vaporizar más

rápido el agua.

Chequear con

personal de MTTO la

operatividad del

sistema de control.

Baja temperatura en

condensado de


SV-1


abierta 11TC-241.

Enfriamiento de la

torre SV-1.

Consumo excesivo

de vapor.

Probable

contaminación del

producto de fondo.

Aumentar

temperatura al fondo

de la torre SV-1.

Chequear con

personal de MTTO

operatividad del

sistema de control.

Alinear producto a

sistema de reproceso.

Alta temperatura en

condensado de


SV-1


11FC-241 A abierta.

Calentamiento

excesivo en el

producto del tope de

la torre.

Bloquear válvulas

manuales de la

DMV-241 A para

cortar el flujo de

vapor saturado a

través del

intercambiador SE-2.


CAPÍTULO

V

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Bajo flujo de

alimentación de

condensado a torre

SV-1.


11FC-244 cerrada.

Pérdida de nivel en la

torre SV-1.

Pérdida de

especificación del

producto de fondo.

Abrir By-Pass de la

válvula 11FC-244.




11PC-246 cerrada.


seguridad.

Quema de producto.

Sobre presión en

torre estabilizadora.

Abrir By-Pass de la


presión 11PC-246.

Chequear con

personal de MTTO la

operatividad del

sistema de control.

Alta presión de vapor

en sistema de vapor

saturado.


control de presión

11PC-251 abierta.


seguridad al

ambiente.

Sobre presión a

rehervidores de

fondo de la torre

SV-1.

Restringir válvula

manual aguas arriba

de 11PC-251 hasta

mantener 300 Psig.

Chequear con

personal de MTTO

operatividad del

sistema de control.

Alta temperatura del

vapor saturado.


11TC-249 cerrada.

Sobre calentamiento

del haz tabular de los

rehervidores SE-4

A/B.

Abrir By-Pass de la

válvula de control

11TC-249 para

garantizar flujo de


Chequear con

personal de MTTO.

Falla de la bomba de

condensado de vapor

SP-1 A/B.

IDEM

Verificar

disponibilidad de la

bomba en espera.


bomba disponible.

Chequear motivo de

la parada de la

bomba principal.


CAPÍTULO

V

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión en

tambor recolector de



control 11PC-248

cerrada.


seguridad al

ambiente sobre

presión en tambor

recolector de

condensado.

Abrir By-Pass de la

válvula de control

11PC-248.

Bajar la presión del

sistema de baja

presión.

Chequear con

personal de MTTO

operatividad del

sistema de control

Bajo flujo de vapor a

rehervidores SE-4

A/B.


control 11FC-247

cerrada.

Producto fuera de

especificación por

baja temperatura en

fondo de torre SV-1.

Abrir By-Pass de la

válvula de control

11FC-247.

Chequear con

personal de MTTO

operatividad del

sistema de control.


producto

estabilizado.

Parada del enfriador

SE-3.

Puede generar altas

presiones si está

alineado para

reproceso.

Colocar mangueras

con agua de servicio

para enfriar es

producto.

Alinearlo a la torre

V-9.

Chequear arrancador

del motor.


CAPÍTULO

V

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN


control de

temperatura 11TC-

242 abierta.

IDEM

Restringir el flujo por

la línea caliente y

abrir el By-Pass de la

válvula de control

11TC-242.

Chequear con

personal de MTTO

operatividad del

sistema de control.

Alto nivel en la torre



control 11LC-245

cerrada.

Inundación de la

torre estabilizadora.

Producto fuera de

especificación.

Abrir By-Pass de la

válvula de control

11LC-245 y tratar de

mantener el nivel lo

más estable posible.

Chequear con

personal de MTTO

operatividad del

sistema de control.




CAPÍTULO VI


CAPÍTULO

VI

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CAPÍTULO VI

Sistema de Refrigeración de Almacenaje

1. Función

Unidad de refrigeración de propano 3101-L está provista con dos

compresores de refrigeración centrífugos marca York (3101-LJ1/3101-

LJ2), de los cuales opera uno y el otro permanece como respaldo. El

sistema de refrigeración provee la carga para los siguientes servicios:

Enfriamiento del propano producto desde las plantas de LGN I/II antes

de ser almacenado en el 3101-F.

Condensación de los vapores producidos en el tanque 3101 F, el

desplazamiento del líquido en el tanque de propano y durante carga y

descarga de buques.

Enfriamiento del butano líquido en exceso, producto de las plantas de

LGN I y II antes de ser almacenado en el tanque de butanos 3201-F.

El propano líquido proveniente de la Planta LGN I a 100 °F y 250 psig

se recibe en el tambor de expansión de propano de alta presión 3101-

LF1. Este tambor opera a 40 °F y 71.3 psig con un control de presión

(PC-001) de los vapores que van a la succión de la 3era

etapa del

compresor. El nivel de líquido formado por la expansión, se controla

localmente en un 40 % con la LV-2, enviándolo al tambor de expansión

de baja presión 3101-LF2. El líquido del tambor de alta presión se utiliza

en el enfriador de butano 3202-C y en el enfriador de vapores de butano

de retorno 3203-C (ver diagrama de flujo en Anexo 1).

El tambor de expansión de baja presión 3101-LF2 opera a -16 °F y 19.8

psig con un control de presión (PC-002) de los vapores que van a la

succión de la segunda etapa del compresor. El nivel del líquido de este

tambor se controla localmente en un 40 % con la LV-3102, enviándolo al

tanque de almacenamiento.


CAPÍTULO

VI

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El líquido de este tambor de expansión; se usa también para el

enfriamiento de los vapores que entran al tambor de expansión a presión

atmosférica 3101-LF3 a través de la válvula de control de temperatura

TCV-001. Los vapores de propano que se utilizan como refrigerante en

los intercambiadores de butano 3202-C y 3203-C retornan al tambor de

expansión de baja presión.

Los vapores del tanque de almacenamiento de propano se unen con el

flujo de recirculación de la descarga del compresor para entrar al tambor

de expansión atmosférico 3101-LF-3, el cual opera a -49 °F y 3 in H2O y

normalmente su nivel es cero. Este tambor; tiene un control de nivel, a

través de una válvula automática que inyecta gas caliente de la salida del

condensador, para evaporar los líquidos presentes. Adicionalmente, de la

línea de descarga de los compresores, sale una alimentación manual de

gas caliente a este tambor, para ayudar a disminuir los líquidos que se

condensan durante operación normal, y así evitar la entrada de líquidos a

la succión del compresor.

Los gases de descarga del compresor pasan a través de un condensador

(3101-LC1), el cual opera con agua de la torre de enfriamiento de la

planta de Olefinas I. El propano condensado; se acumula en el tambor

piloto 3101-LO, desde donde se envía al 3101-LF1 por control de nivel

con la LV-1.

La succión de la 2da

y 3ra etapa tienen un control de flujo mínimo (FC-

002/FC-001), los cuales actúan con las válvulas de recirculación de las

etapas (2HGV/1HGV). Este sistema, permite minimizar eventos de

ondeos en los compresores que puedan causar daños mecánicos en los

mismos.

Todos los tambores del sistema, tienen facilidades de drenaje por el

fondo de los mismos hacia el evaporador de propano con etanol 3104-F,

el cual está colocado dentro del dique del tanque de almacenamiento. Los

vapores formados retornan nuevamente al tanque 3101 F.


CAPÍTULO

VI

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2. Equipos asociados al sistema

EQUIPO DESCRIPCION CARACTERISTICAS

3101 LJ1/LJ2 Compresores de Refrigeración 3 inH2O de presión de succión y 315 psig

de descarga, con dos succiones laterales

a 19.8 y 71.3 psig.

Motor: 3500 hp / 1800 rpm / 4160 volt

3101 LC1 Condensador de refrigeración Tubo (agua) y carcaza (gas), 4635 gpm

agua entrando a 92 °F y saliendo a 120

°F máximo. 44” DE * 18’ LONG y 1572

tubos de ¾”.

3101 LF1 Tambor de expansión de alta

presión

Vertical y opera a 71.3 psig y 40 °F.

58” DE * 9’ ALTO

3101 LF2 Tambor de expansión de baja

presión

Vertical y opera a 19.8 psig y –16 °F.

54” DE * 9’ ALTO

3101 LF3 Tambor de expansión a

presión atmosférica

Vertical y opera a 3 inH2O y -49 °F.

48” DE * 8’ ALTO

3101 LO Tambor piloto Horizontal y opera a 305 psig y 113 °F.

30” DE * 5’ LARGO

3101 F Tanque de almacenamiento 15000 toneladas de capacidad, a

condiciones de almacenamiento 10

inH2O y –49 °F

Panel Local de

Monitoreo

Indicación local de variables,

alarmas y disparos del sistema

Marca Bently Nevada. Indicación de

alarmas y disparos de vibraciones, nivel,

temperatura y presión del sistema


CAPÍTULO

VI

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3. Lista de Chequeo Pre-Arranque

A continuación se describen, los aspectos que se deben verificar en el

sistema antes de iniciar su puesta en servicio. Esta verificación se debe

realizar en conjunto entre el personal de operaciones, mantenimiento

eléctrico e instrumentación.

- Verificar la disponibilidad de agua para enfriamiento desde la torre

de la planta Olefinas I y que esté alinea al condensador y

enfriadores de aceite

- Verificar que los filtros del sistema de agua de enfriamiento y de

aceite de lubricación estén limpios y alineados.

- Verificar que los enfriadores de aceite del sistema y el condensador,

estén alineados tanto para el lado proceso como por el de agua.

- Verificar disponibilidad de energía eléctrica e informar a Planta

Eléctrica antes del arranque.

- Verificar niveles de aceite en motor eléctrico, caja de engranaje y

compresor de refrigeración.

- Verificar que toda la instrumentación local y remota asociada al

sistema, estén alineadas y operativas (termómetros, manómetros,

interruptores, etc).

- Verificar la operatividad de las válvulas de control de flujo mínimo

(anti-oleaje) de segunda (2HGV) y tercera etapa (1HGV).

- Verificar operatividad del sistema de control de succión de la

primera etapa (3HGV y alabes de succión).


CAPÍTULO

VI

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- Verificar operatividad del sistema de control de nivel del tanque

receptor (LV-1), y de los tambores de succión de 2da

y 3ra etapa LV-

3102 y LV-2 respectivamente.

- Verificar que las válvulas manuales del control de nivel del tambor

de baja presión 3101-LF2 estén alineadas.

- Verificar la operatividad del sistema de calentamiento para control

de nivel LV-3 del tambor de expansión atmosférico.

- Verificar operatividad del sistema de control de temperatura TCV-

001 en el tambor de expansión atmosférico 3101-LF3.

- Verificar operatividad de los sistemas de control de presión en los

tambores de succión de 2da

y 3ra etapa VPRB-2 y VPRB-1

respectivamente.

- Verificar la disponibilidad de las bombas de lubricación del motor

eléctrico y sistema auxiliar de pre y post-lubricación del compresor.

- Verificar la operatividad de las Verificar a nivel del MCC de

almacenaje:

Disponibilidad de protecciones por sobre carga del motor (R-86) y

Sobre Corriente (R-50/R-51).

Disponibilidad del transformador TR-3 para los sistemas eléctricos

de 480 voltios.

Disponibilidad del interruptor del motor eléctrico a nivel de 4160

voltios

La disponibilidad y operatividad de los Relee R-87A B y C

(protección por diferencial de fases).

- Verificar a nivel del panel local de almacenaje (Bently Nevada) la

disponibilidad y operatividad de las protecciones por:

Alta temperatura del estator del motor, de cojinetes, caja de

engranaje, aceite y descarga


CAPÍTULO

VI

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Baja presión de aceite, baja presión de succión, alto diferenciales en

filtros

Vibraciones en cojinetes del motor y del compresor y

desplazamiento axial del mismo

- Verificar que los puntos de venteo del condensador 3101-LC1 estén

cerrados.

- Verificar que todos los sistemas de alivio estén disponibles y

operativos.


- Verificar los niveles en los tambores de succión de 3ra y 2

da etapa,

éstos no deben ser mayor a 40%.

- Verificar que no haya presencia de líquidos en el tambor de

expansión atmosférica 3101-LF3 y si lo hay asegurarse de drenarlo

totalmente antes del arranque.

- Verificar que la presión del tambor de tercera etapa (3101-LF1) este

en 75 psig. Si es menor, meter propano del proceso por el desvío de

la PCV-3100. Si es mayor, aliviar al 3101-LF2 por la LV-2,

mediante regulador ubicado al lado del tambor de la primera etapa.

- Verificar que la presión del tambor de segunda etapa (3101-LF2)

este en 20 psig. Si es menor; presurizar abriendo válvula de

control de nivel de la tercera etapa LV-2. Si es mayor, aliviar al

3101-F mediante el desvío de la controladora de nivel del tambor de

la segunda etapa LV-3102.


CAPÍTULO

VI

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- Comprobar la acción del PIC-004 con respecto a la válvula 3 HGV

y los alabes direccionales del compresor. Esta acción deberá

cumplirse en la forma siguiente:

AIRE 3 Psig 9 Psig 15 Psig

ALABES 10% Abierta 50% Abierta 100% Abierta

3 HGV 100% Abierta Cerrada Cerrada

- Verificar que la temperatura de aceite lubricante este entre 130°F y

150°F; con el objeto de vaporizar los hidrocarburos líquidos que

puedan estar presentes en el sistema. En caso de que no se logren

estas temperaturas, pedir revisión de la resistencia de calentamiento

del sistema.

Nota:

Si la cantidad de hidrocarburo contaminante en el aceite es excesiva, se

formará espuma en el mismo violentamente, al evaporarse el

hidrocarburo a bajas presiones. Esta condición puede causar

fluctuaciones de la presión del aceite de lubricación y pérdidas

temporales de la lubricación. Si esto ocurre, apagar la bomba auxiliar, y

verificar que la temperatura llegue hasta 150 °F, si la condición de

espuma persiste, drenar el aceite contaminado a tambores y remplazar el

mismo con aceite nuevo antes del arranque.

Abrir los drenajes ubicados en la parte inferior del compresor para drenar

la carcaza del mismo, con la finalidad de asegurar que no haya presencia

de líquidos .


CAPÍTULO

VI

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5. Operaciones de arranque del sistema

Al haber concluido con la revisión de pre-arranque y ajustado las

condiciones operacionales para la puesta en servicio del sistema se

procederá de la siguiente manera.

- Ajustar los controladores de presión de 3ra y 2

da etapa en posición

manual y con una señal de 5% de apertura de las válvulas VPRB-1/2

a través de los controladores 11PC-001 y 11PC-002.

- Ajustar en manual el controlador 11PC-004 con una salida de 60%,

en esta posición aseguramos que la válvula de recirculación 3HGV

esté cerrada y los alabes direccionales estén un 10% abiertos. Se

recomienda ajustarlo de esta manera para que en el momento del

arranque del motor la carga eléctrica del mismo no sobrepase los

niveles de ajuste de las protecciones por sobre carga.

- Ajustar los controladores locales LC-1, LC-3102 y LC-2 en 50 %.

- Ajustar en manual el controlador 11TC-001 con una salida de 10

%, en esta posición se evita la inyección de líquido al tambor de

expansión atmosférico cuando el sistema entre en servicio.

- Ajuste los flujos de recirculación o anti-oleaje en automático con los

valores de diseño 650 lb/min en el controlador 11FC-001 para el

tambor 3101-LF1 y 550 lb/min en el controlador 11FC-002 para el

tambor 3101-LF2.

- Ajustar en manual los controladores 11PC-3101 y 11PC-3100 con

una salida de 10 % y 0 %. En esta posición se evita la sobrecarga del

compresor con vapores y líquidos.

- Verificar que el instrumento de anunciador de eventos esté

disponible y operativo.


CAPÍTULO

VI

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- Resetee el anunciador de eventos. Este debe indicar en la pantalla la

señal “00”, indicando todo está listo para el arranque.

- Ponga en servicio en posición manual la bomba principal de aceite

lubricante del motor eléctrico.

- Coloque en posición manual y en servicio la bomba auxiliar del

compresor, ésta debe manejar una presión de 125 psig en la

descarga de la misma. Verificar que el nivel de aceite del

compresor, esté medio cristal por encima del fondo del visor

superior con la bomba de lubricación auxiliar en servicio. Si no,

agregar aceite nuevo hasta completar (FRILUG 68).

Nota: Los controladores TIC-001, PIC-002, PIC-004 y PIC-3100 se

encuentran en el despliegue # 74. Los controladores FIC-001, FIC-002,

se encuentran en el despliegue # 61 y el controlador PIC-3101, se

encuentra en el despliegue # 75 de las consolas del SCD. Todos los

controladores de nivel de los tambores se encuentran en campo.

- Pulse el botón de arranque de la unidad. Al pulsar el botón de

arranque se cumplirá la siguiente secuencia:

El Relee CR-10 verifica la posición correcta de las válvulas HGV-1/2/3.

El Relee CR-16 verifica todas las condiciones de permisivo de la unidad

(presión de aceite del motor, verifica el desvío del interruptor de baja

presión de aceite a la caja de engranaje y verifica el diferencial de presión

de aceite a los cojinetes, temperatura de aceite en el SUMP, niveles en

los tambores de succión del compresor, etc).

Se energizan los temporizados T-1,2,3,4.

T-1/T-2: Ajustados en 120 segundos para desviar las protecciones por baja

presión de aceite del motor y del compresor y la secuencia de

válvulas. Se inicia la apertura de las válvulas de descarga y de la

tercera etapa.


CAPÍTULO

VI

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T-3/T-4: Ajustados en 135 segundos para desviar las protecciones por baja

presión de aceite de la caja de engranaje y paro del motor. (ver

diagrama de protecciones en Anexo 3).

Nota: Si en los tiempos descritos no se cumplen los permisivos

descritos, se abre el Relee R-16 que es el maestro de parada, por lo tanto

el sistema no entrará en servicio. Si esto ocurre, verificar cuál de los

permisivos no se cumplió, corrija, e inicie la secuencia de arranque

nuevamente.

Nota: El sistema puede fallar y si aparece la luz de reciclo encendida en

el panel de control deberá esperar 35 minutos para volver a intentar otro

arranque.

- Cumplida toda la secuencia de arranque, el sistema se energiza y

comienza a girar.

- Al arrancar la unidad el operador de campo notificará al panelista de

LGN I para que tome control de las operaciones del sistema.

- El operador del panel deberá iniciar la carga del compresor abriendo

las válvulas VPRB-1/2 lentamente hasta llegar a los valores de

presión de diseño que son 71.3 psig en el tambor 3101 LF1 y 19.8

psig en el tambor 3101-LF2.

- Luego comenzará a ajustar en manual el controlador 11PC-004,

hasta llegar a los valores de presión de diseño en el tambor de

expansión atmosférica 3101-LF3 que es de 3 inH2O.

- Si la temperatura de descarga del compresor tiende a ir

incrementando, entonces inicie el enfriamiento del tambor de

expansión atmosférica a través del controlador 11TC-001 en

posición automática y gradual.


CAPÍTULO

VI

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Nota: Los cambios de temperatura no deben ser mayores a 5 °F cada

media hora. Se debe observar la apertura de la válvula TCV-001, para

evitar una abertura mayor en la misma al 50 % para evitar excesivo pase

de líquidos al tambor 3101-LF3.

- Al tener ajustadas las presiones en los tambores de succión de 3ra,

2da

y 1ra, colocar los controladores 11PC-001/002/004 en

automático.

- Cierre los drenajes del casco del compresor.

- Si el tambor de 3ra etapa no alcanza los valores de flujo mínimo

especificado, entonces se procederá a abrir lentamente la válvula de

inyección de propano desde LGN I a través del controlador 11PC-

3100, hasta alcanzar los mismos.

- Coloque en posición automática la bomba auxiliar de lubricación

del compresor.

- Verifique todas las condiciones de temperatura, presión y flujo del

sistema.

- Reajuste los controles de nivel de ser necesario.

Nota: Para protección de los motores eléctricos de los compresores se

deben tomar en cuenta los siguientes criterios de cantidad de arranques al

compresor:

Si el compresor viene operando por más de 6 horas ininterrumpidas y se

para automáticamente, se pueden dar un máximo 2 arranques donde halla

movimiento del rotor

Si el compresor viene fuera de servicio por más de 6 horas

ininterrumpidas, se pueden dar un máximo de 3 arranques donde halla

movimiento del rotor

Después de agotadas alguna de las dos condiciones anteriores, se deben

esperar mínimo 6 horas para intentar un nuevo arranque una vez que se

hallan identificado las causas de los paros anteriores.


CAPÍTULO

VI

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6. Parámetros a chequear en proceso normal

Variable Unidad Especificación

Carga de Vapores del 3101-F al 3101-LF3 Lb/h 7988

Carga de Líquido de L.G.N. I al 3101-LF1 Lbs/h 49300

Carga de Líquido del 3101-LF1 al 3101-LF2 Lbs/h 97448

Temperatura de Succión 1ra Etapa °F -49

Temperatura en Tambor 3101-LF1 °F 40

Temperatura en Tambor 3101-LF2 °F -16

Presión de Descarga del Compresor psig 315

Velocidad del Compresor Rpm 11450

Flujo de Agua al Condensador 3101-LC1 Gpm 4635

Temperatura de Salida de Agua °F 120 max

Los parámetros operacionales del sistema de almacenaje de productos, que se

deben monitorear cada 2 horas con los rangos recomendados se muestran en el

Anexo 2. Cualquier desviación de las especificaciones recomendadas que sea

detectada por el operador de campo o del panel, deberá ser reportada en el libro

de operaciones y notificadas al jefe de planta.

Seguridad del sistema (alarmas y disparos)

Protección Unidad Alarma Disparo

Vibración radial en cojinete delantero del

motor (canal A)

Mils 2 4

Vibración radial en cojinete delantero del

motor (canal B)

Mils 2 4

Vibración radial en cojinete trasero del

motor (canal A)

Mils 2 3


motor (canal B)

Mils 2 3


CAPÍTULO

VI

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compresor (canal A)

Mils 3 4


compresor (canal B)

Mils 3 4

Desplazamiento axial del compresor Mils 10 12

Vibración en caja de engranajes (sísmico) Mils 0.8 1.2

Alto nivel en el 3101-LF1 % - 60




Bajo diferencial de presión de aceite

(descarga-succión)

Psid - 40

Arranque bomba auxiliar por alto

diferencial presión aceite

Psid - 50

Alto diferencial de presión en filtros de

aceite

Psid - 30

Alto diferencial de presión de filtros de

gas

Psid - 8

Baja presión de aceite del motor Psig - 12

Baja presión de aceite de la caja de

engranajes

Psig - 10

Alta presión de descarga del compresor Psig - 330

Baja presión de succión del compresor in H2O - 40

Baja presión de aire para instrumentos Psig - 35

Alta temperatura del cojinete trasero del

motor F 175 185


CAPÍTULO

VI

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Alta temperatura del cojinete delantero del

motor F 175 185

Alta temperatura del estator del motor S1 F 255 275




Alta temperatura del aceite en la caja de

engranaje F 175 185

Alta temperatura del cojinete delantero del

compresor F 175 185

Alta temperatura del aceite del sump F 135 195

Alta temperatura del piñon de alta de la

caja de engranaje F 165 175

Alta temperatura de descarga del

compresor F 265 285

Alta temperatura aceite del cojinete trasero

del compresor F 175 185

Válvulas de seguridad a la descarga del

compresor (PSV-1)

Psig -

Válvulas de seguridad en tambor 3101-

LF1 (PSV-2)

Psig - 300


LF2 (PSV-3)

Psig - 250


LF3 (PSV-4)

Psig - 300


CAPÍTULO

VI

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7. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema

Para proceder al paro manual del sistema se deben ejecutar las siguientes

acciones:

- El panelista de la sala de control notificará al personal de

operaciones en Planta Eléctrica sobre el paro del compresor.

- Luego notificará al operador de campo para que comience a bajar

los niveles en los tambores de succión 3101-LF1 y 3101-LF2.

- Al mismo tiempo el panelista iniciará el corte lentamente de

propano de LGN I cerrando la PCV-3100.

- Luego notificará al operador de campo para que bloquee las

válvulas manuales de la PCV-3100.

- Al concluir con las operaciones arriba descritas, el operador de

campo procederá a colocar en servicio en posición manual la bomba

auxiliar del sistema de lubricación con el objeto de garantizar una

buena lubricación en el período de desaceleración del compresor.

- Luego colocará el 11PC-004 en posición manual y con 0% de

salida, para garantizar que el compresor no tenga carga para el

momento del paro.

- Por último, pulsará el botón de parada del sistema y permanecerá en

el sitio hasta que el motor se haya detenido totalmente.

8. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema

Si el paro del sistema es producto de algunas de las protecciones

asociadas al sistema de seguridad, se debe proceder en la forma

siguiente:


CAPÍTULO

VI

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- El panelista de la sala de control notificará de inmediato al personal

de operaciones de Planta Eléctrica y al operador de campo.

- El operador de campo deberá cerrar las válvulas manuales de la

PCV-3100 para evitar que continúe la entrada de propano líquido de

la planta LGN I y provoque una condición de alto nivel.

- El panelista de sala de control realizará ajustes en el 11PC-3102

para evitar que se presurice el cabezal de propano hacia las plantas

de olefinas.

- El operador de campo junto con el Supervisor de turno, verificará en

sitio el motivo del paro del sistema y notificará al panelista.

Nota: El operador de campo “No” reseteará el sistema hasta que el

supervisor de turno verifique en campo si la condición del paro es real o

falsa señal.

- El supervisor de turno y el operador de campo verificará si la

condición de parada es real; si lo es, realizarán los ajustes necesarios

para normalizar la situación en caso de que la falla sea imputable a

condiciones de proceso.

- Si la señal de parada es falsa o real pero por algún problema

mecánico de la unidad, entonces el supervisor de turno notificará al

personal de mantenimiento para realizar los correctivos del caso y

dejar la unidad disponible para entrar en operación nuevamente.


sistema

Para efectuar una parada programada para mantenimiento del sistema, se

debe proceder de igual manera que la descrita en la parada manual, con la

diferencia de que el sistema deberá ser drenado, despresurizado y para tal

fin se deben cumplir con los pasos siguientes:


CAPÍTULO

VI

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- Abrir los puntos de drenaje en los tambores de succión 3101-

LF3/LF2/LF1.

- Abrir el drenaje del tambor piloto 3101-LF0.

- Luego de asegurarnos que los tambores de succión y el tambor

piloto estén totalmente vacíos, abrir los puntos de venteo y

comenzar la despresurización.

- Al concluir con la despresurización, el operador de campo debe

asegurarse que las válvulas manuales de la PCV-3100 estén

bloqueadas.

- Bloquear la válvula manual de cadena ubicada en la línea de vapores

del tanque hacia el tambor de expansión atmosférica 3101-LF3,

ubicada en la parte superior del tanque.

- Bloquear la válvula manual ubicada en línea

- de vapores de los intercambiadores 3202-C y 3203-C.

- Bloquear las válvulas manuales de la LCV-3102 (propano líquido de

la 2da

etapa al tanque 3101-F).

- Desenergizar el sistema eléctrico de alimentación al motor en el

MCC y colocar candado o tarjeta de seguridad. De esta operación

son responsables el supervisor de turno y el supervisor de

mantenimiento eléctrico.

- Si es necesario el sistema será inertizado con nitrógeno para

desgasificarlo.


CAPÍTULO

VI

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Ondeo en el

Compresor (Surge)

Insuficiente Carga de

Refrigerante

Daños a los Cojinetes Alinear Propano de

Producción de LGN

I/II

Alto Nivel en

Separadores de

Succión.

Daños a los

Cojinetes.

Revisar con MTTO

y/o control de

proceso,

controladores de

nivel y realizar

ajustes.

Válvulas de

recirculación

recibiendo falsa señal

de flujo o

desentonadas.

Daños a los Cojinetes Revisar con MTTO

los transmisores de

flujo.

Revisar

funcionamiento y

entonamiento de las

válvulas 1/2/3HGV.

Válvula de control de

nivel (LV-1) del

tambor piloto 3101-

LO inestable.

Daños a los Cojinetes Colocar en manual y

ajustar un 50% de

nivel.

Parar la unidad y

revisar con personal

de MTTO

funcionamiento del

lazo de control.

Condensación

insuficiente, por bajo

flujo o alta

temperatura de agua,

o condensador sucio

Daños a los Cojinetes Mejorar condiciones

de suministro de agua

de enfriamiento

Limpieza del

condensador


CAPÍTULO

VI

PAG. 151 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Fluctuación o pérdida

de aceite durante el

arranque.

Presencia de

hidrocarburos en el

aceite.

Formación de

espuma.

Falla de lubricación.

Daños a los cojinetes.

Altas vibraciones.

Revisar si los

calentadores de

aceite están

energizados.

Reemplazar el aceite.

Chequear si la

válvula de

ecualización está

cerrada.

Baja presión de

descarga del

compresor

Baja presión de

succión

Refrigeración

deficiente

Cerrar línea de

incondensables,

aumentar cargar

desde el proceso

Alta temperatura de

succión

Ajustar TC-001, en

caso de estar mas de

50 % abierta, ajustar

en manual en 10 %

hasta estabilizar

Alta presión de

descarga del

compresor

Condensador de

descarga

parcialmente

obstruido por lado

H2O.

Paros continuos del

sistema.

Pérdida de propano

por venteo en TK.

Efectuar servicio de

limpieza y

retrolavado al

condensador 3101-

LC1.

Alto nivel de tambor

piloto 3101-LCO.

Paros continuos del

sistema.

Pérdida de propano

por venteo en TK.

Chequear si la


nivel LV-1 está

cerrada.

Revisar

funcionamiento de

LOOP

Presencia de

hidrocarburos

livianos.

Paros continuos del

sistema.

Efectuar análisis al

propano de planta.

Abrir venteo en el

condensador 3101-

LC1.

Efectuar ajustes

operacionales en

torre V-9 o T-204.


CAPÍTULO

VI

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CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Baja presión de

aceite lubricante.

Filtros del sistema de

aceite lubricantes

sucios.

Cavitación de la

bomba principal de

aceite lubricante.

Reemplazar filtros

Formación de

espuma

Arranques continuos

de la bomba auxiliar.

Calentar o cambiar el

aceite

Daños en sellos y

cojinetes

Parar para reparación

de mantenimiento

Bajo nivel de aceite

de lubricación

Completar nivel

Alta temperatura de

aceite lubricante.

Enfriadores de aceite

parcialmente

obstruidos.

Posible falla de

lubricación por baja

viscosidad del aceite.

Parar el sistema y

efectuar limpieza de

los enfriadores.

Bajo flujo o alta

temperatura del agua

de enfriamiento

Mejorar condiciones

de suministro de agua

Bajo flujo de aceite. Alta temperatura en

cojinetes del

compresor.

Revisar con personal

de MTTO las

válvulas CHECK

instaladas en el

sistema de

lubricación.

Ajustar presión por

válvula reguladora.

Alta presión Pistón

de balance.

Alta presión de

descarga.

Paro de equipo.

Alto consumo de

aceite.

Revisar válvula de

control de nivel del

tambor piloto 3101-

LCO.

Revisar con MTTO

posibles daños del

sello de Pistón de

balance.

Sello del Pistón de

balance desajustado.

Alto consumo de

aceite.

Altas vibraciones.

Acordar con MTTO

el paro de la unidad

para efectuar revisión

mecánica.


CAPÍTULO

VI

PAG. 153 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Vibración en el

compresor

Oleaje Daños a los cojinetes. Ver punto de Oleaje.

Falsa señal de

vibración.

Paros sucesivos del

equipo.

Efectuar revisión del

sistema con personal

de MTTO.

Holgura en cojinetes. Alto consumo de

aceite

Programar con

MTTO reparación

mecánica del

Sistema.

Baja Presión en

Tambor de Succión

3101-LF2.

Oleaje Daños a los

Cojinetes.

Verificar

funcionamiento de la


presión en 3101-LF2.

Verificar

funcionamiento de la

válvula LCV-3102

Baja Presión en

Tambor de Succión

3101-LF3.

Daños con el

actuador de los

alabes direccionales

Daños en válvula

3HGV

Paro por baja presión

de succión

Efectuar revisión del

sistema con personal

de MTTO.


CAPÍTULO

VI

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Sistema de Suministro de Propano a Olefinas I/II

Suministro de Propano Caliente

1. Función

El objetivo del sistema, es suministrar propano caliente a las plantas de

Olefinas I/II, calentando el propano de descarga de las bombas 3102-

JA/JB desde –49 °F a 100 °F, a través del intercambiador 3102-C1/C2,

intercambiando calor con una corriente de etanol proveniente del área de

almacenaje olefinas (ver diagrama de flujo en Anexo 1).

Este sistema tiene una conexión (válvula manual) hacia la descarga de las

bombas de suministro de propano a línea fría 7110 R/M que se discutirán

posteriormente. Esta facilidad sirve como respaldo para envío de propano

por línea fría con las 3102 JA/JB o para envío de propano por línea

caliente de la descarga de las 7110 R/M.


Intercambiador de Calor 3102-C1/C2: Capacidad disponible 9.75

MMBTU/HR. El medio de calentamiento es etanol a 180 °F el cual es

suministrado por el área de almacenaje de Olefinas.

Bombas de Transferencia de Propano: Existen 2 bombas de transferencia

de propano por la línea caliente de igual capacidad de bombeo (390 gpm)

con la diferencia que una es movida por un motor eléctrico (3102 JA) y

la segunda es movida por una turbina a vapor (3102 JB). Parte del flujo

descargado por estas bombas, es utilizado para el enfriamiento de la línea

de carga al muelle de líquidos. La recirculación de estas bombas retornan

al tanque 3101 F, por el tope del mismo.


CAPÍTULO

VI

PAG. 155 de 190



MOTOR TURBINA BOMBA

150 hp 4025 rpm 390 gpm flujo diseño

3560 rpm 125 gpm flujo mínimo

460 voltios 3550 rpm

170 amp 345 psig de descarga

3. Lista de chequeo Pre-arranque

- Verificar la disponibilidad de alimentación eléctrica para el motor o

vapor de media para turbina.

- Verificar la disponibilidad del sistema de etanol en el área de

almacenaje y olefinas I.

- Verificar que el control de presión 11PC-3102 esté disponible y

operativo.

- Verificar que el control de temperatura de propano a olefinas 11TC-

3107 esté disponible y operativo.

- Verificar que las válvulas manuales asociadas a estos sistemas estén

totalmente abiertas.

- Verificar que la válvula de alivio que está instalada en la línea de

salida de etanol del intercambiador 3102-C1/C2 esté alineada y

operativa.

- Verificar que la bomba 3102-J A/B estén frías y disponibles para

operar.

- Verificar que la válvula de recirculación de la bomba esté abierta

100% al momento del arranque.


CAPÍTULO

VI

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- Verificar que las válvulas manuales en los venteos cerrados de las

bombas estén suficientemente abiertos para garantizar un buen

enfriamiento y llenado del pozo de succión.

- Verificar que la válvula manual ubicada en la línea de salida del

intercambiador 3102-C1/C2 antes y después de la placa de orificio

este abierta.

- Verificar que la válvula manual ubicada en la línea de entrada de

propano al intercambiador 3102-C1/C2 esté abierta.

- Verificar la válvula manual de propano a faja central ubicada por el

área de caldera #5 esté abierta. (ver diagrama en anexo 1)

- Verificar que los niveles de aceite del motor estén normales (50 %).

4. Operaciones de arranque de la moto bomba 3102 JA

- Energizar el interruptor de arranque de la bomba 3102-JA.

- Con la válvula manual de la descarga de la bomba cerrada y abierta

la de recirculación, dar varios arranques (toques) cortos de la

bomba, esto es con la finalidad de llenar completamente el pozo con

propano líquido.

- Luego arranque definitivamente la bomba y déjela recirculando a

tanque hasta que el amperaje del motor se normalice (170 amp).

- Abra manualmente el control de temperatura 11TC-3107 para

calentar el intercambiador 3102 C1/C2.

- Luego comience a abrir la válvula de descarga de la bomba muy

lentamente y en forma progresiva Ej. 5%; 10%; 15%, etc.


CAPÍTULO

VI

PAG. 157 de 190



- Abra el control de presión 11PC-3102 10% en forma manual y

permita el flujo de propano a través del intercambiador.

- Como el flujo de propano a través del intercambiador es menor que

el flujo de Etanol, esto originará que la temperatura del propano a la

salida del intercambiador sea mayor a la requerida (100 °F).

- Al estabilizarse la temperatura de propano a la salida del

intercambiador 3102-C1/C2 (más o menos 150° a 180 °F), coloque

el control 11FC-3107 en posición automática y luego comience a

reajustar el punto de control de temperatura reduciendo 5 °F cada

media hora hasta ajustarlo en 100 °F.

- Luego que el control de temperatura esté ajustado en 100 °F y en

forma automática, comience a incrementar el flujo de propano

abriendo la válvula PV-3102 progresivamente hasta alcanzar la

presión requerida en el cabezal de propano en faja central que

alimenta a las plantas de olefinas I y II (220 psig).

- Ajuste el controlador 11PC-3102 en 220 psig y páselo a posición

automática, en este momento el sistema de suministro de propano

por línea caliente queda en operación automática.

Nota: En ningún momento la temperatura del propano a la salida del

3102-C1/C2 debe dejarse bajar a parámetros que se aproximen a los 20

°F, ya que el material de la línea es acero A-106 y podemos correr el

riesgo de cristalizarla.


CAPÍTULO

VI

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5. Operaciones de Arranque de la Turbo Bomba 3102 JB

- Verificar disponibilidad de vapor de media presión (60-70 psig) en

el área de almacenaje de Olefinas I.

- Abrir los drenajes de la línea de alimentación de vapor de media, a

nivel del área del tanque 3101-F, esto es con el objeto de desalojar

todo el condensado frío que pueda estar en la línea, para evitar

golpes de ariete

- Notificar al operador del área de Almacenaje Olefinas para que abra

la válvula de suministro de vapor a la turbina para iniciar el

calentamiento de la línea. . Esta operación debe realizarse muy

lentamente.

- Luego abrir el desvío de la válvula de control de velocidad y abrir

los drenajes de la línea de descarga de la turbina. En este momento

se iniciará el calentamiento de la turbina y de la línea de descarga.

- Verificar si la bomba está fría y si está lleno el pozo de succión de la

bomba.

- Verificar si la protección por sobe velocidad está activa

(encrochada).

- Notificar al panelista en sala de control en LGN I, para darle el

permisivo de arranque al sistema.

-

- El panelista de LGN I notificará al operador de almacenaje Olefinas

I para que alinee totalmente el vapor de media para presurizar la

línea. Esta operación debe realizarse lentamente.


CAPÍTULO

VI

PAG. 159 de 190



- Luego de presurizada la línea de alimentación a la turbina y con el

permisivo dado, se procederá a abrir lentamente la válvula manual

ubicada aguas arriba de la controladora de velocidad.

- Al tener abierta en un 100% la válvula manual, con el regulador de

aire local se comenzará a abrir la válvula gobernadora de velocidad.

- Al comenzar a girar la turbina se dejará en esta posición durante

media hora (velocidad mínima).

- Luego se comenzará a incrementar la velocidad lentamente hasta

observar en el manómetro de la descarga una presión de 250 psig

estable.

- En este momento la bomba está descargando buena presión y

comenzaremos a abrir la válvula de descarga y cerrar los venteos.


- Presión de descarga de la bomba 350 Lbs.

- Flujo de descarga de la bomba (Variable)

- Amperaje del motor de la bomba


CAPÍTULO

VI

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Presión de descarga de la bomba Psig 345

Presión de entrega de propano (11PC-3102) Psig 220

Temperatura de entrega de propano (11TC-

3107)

°F 100

Flujo de propano caliente a Olefinas I (11FI-

2236)

Bls/h 179 min

557 max

Seguridad del sistema (alarmas y disparo)


Alta presión de descarga psig - 480

Vibraciones estructurales o sísmica mils - -

Alto amperaje amp - 193

Sobrevelocidad de la turbina rpm -

Válvula de seguridad en línea de

salida de etanol del 3102-C1/C2

psig -

Presión del cabezal de propano

caliente a Olefinas (11PC-3102)

psig Baja : 160

Alta: 280

-


- Notificar al coordinador de guardia y al supervisor de turno de las

plantas de olefinas I/II sobre el paro del sistema de suministro de

propano por la línea caliente.


CAPÍTULO

VI

PAG. 161 de 190



- Colocar en posición manual el controlador 11PC-3102 y comenzar a

bajar la salida del controlador para ir cerrando lentamente la válvula

PCV-3102. Esta operación debe realizarse muy lentamente y en

comunicación directa con los supervisores de las plantas de olefinas

para evitar cambios bruscos en la presión del cabezal de propano.

- Dependiendo de las variaciones de presión en el cabezal de propano

se podrían generar problemas de coquización de los hornos de

olefinas, de allí lo importante de mantener una buena comunicación

entre ambas plantas.

- Al cerrar totalmente la válvula PC-3102 se procederá a bloquear la

válvula manual ubicada en la línea de propano antes de la placa de

orificio, esto es con la finalidad de garantizar que no haya pase en la

válvula automática.

- Luego se le notificará al operador de área de almacenaje sobre el

cierre de la línea de etanol a nivel de almacenaje de LGN con el fin

de que realicen los ajustes necesarios.

- Para este momento la bomba que esté en servicio estará recirculando

totalmente al TK-3101-F, si es necesario se procederá a pararla de lo

contrario se dejará en servicio para garantizar su operatividad.


Si la caída del suministro de propano se produce por disparo de la bomba

que está en operación se debe proceder de la siguiente manera:

- El operador panelista de LGN I notificará inmediatamente al

panelista de la planta de olefinas I/II sobre el problema para que se

realicen los ajustes necesarios a nivel de hornos hasta que se

normalice el suministro de propano por la línea caliente.


CAPÍTULO

VI

PAG. 162 de 190



- El operador panelista notificará al supervisor de turno y al operador

de campo de LGN I para verificar el motivo del disparo de la

bomba.

- Luego de verificar en sitio; si el problema es de proceso, se realizan

los ajustes necesarios y se procederá nuevamente a poner en servicio

la bomba.

- Si el problema amerita la intervención de personal de

mantenimiento, entonces se procederá a colocar en servicio la

bomba que está disponible para este tipo de eventos.


sistema

Como en el sistema hay varios equipos asociados, se describirá por

equipo el procedimiento a seguir en este punto.

10.1 Mantenimiento al Intercambiador 3102-C1/C2

- Notificar al coordinador de guardia y al supervisor de turno en las

plantas de olefinas I/II sobre el paro del sistema de suministro de

propano por la línea caliente.

- Colocar en posición manual el controlador 11PC-3102 y comenzar a

bajar la salida para ir cerrando lentamente la válvula PCV-3102.

Esta operación debe realizarse muy lentamente y en comunicación

directa con los supervisores de las plantas de olefinas I/II para evitar

cambios bruscos en la presión del cabezal de propano.


CAPÍTULO

VI

PAG. 163 de 190



- Al cerrar totalmente la válvula PCV-3102 se procederá a bloquear

las válvulas manuales a la entrada y salida del intercambiador 3102-

C1/C2, luego se procederá a bloquear el sistema de etanol previa

notificación al personal de almacenaje de olefinas I.

- Drenar el sistema de propanol; mediante conexiones a tambores

metálicos, con el fin de retornarlo nuevamente al proceso en el área

de Olefinas.

- Depresurizar el sistema de etanol y hacer los preparativos para

entregar el equipo a mantenimiento.

10.2 Mantenimiento de Bomba 3102 JA/JB.

- Verificar si la bomba que está como auxiliar está disponible y fría.

- Si no está fría se aplicará el procedimiento del arranque normal de la

bomba.

- Si está fría entonces se procederá a poner en servicio aplicando el

procedimiento descrito.

- Al estar las dos bombas en servicio; se verificarán todos los

parámetros operacionales de la bomba auxiliar si éstos son

normales, entonces se procede al paro de la bomba principal.

- Al parar la bomba principal se procederá a cerrar las válvulas de

succión y descarga.

- Cerrar la válvula de recirculación y abrir los venteos de la línea de

succión y descarga para drenar y depresurizar el pozo de la bomba.

- Desenergizar el interruptor de las bombas, colocarle tarjeta de

-

- seguridad o candado.


CAPÍTULO

VI

PAG. 164 de 190



- Verificar si todo el sistema está en condiciones para ser entregado al

personal de mantenimiento.


CAPÍTULO

VI

PAG. 165 de 190





CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Bajo Suministro de

Propano por Línea

Caliente

Falla de la Válvula

PCV-3102 Cerrada.

Baja Presión en

Cabezal de Propano a

las Plantas de

Olefinas I/II

Abrir válvula de

desvío para

garantizar suministro

de propano.

Chequear con MTTO

operabilidad del

controlador 11PC-

3102.

Baja Presión de

Descarga de la

Bomba 3102 JA/B.

Baja Presión en


las Plantas de

Olefinas I/II


bomba de reserva.

Abrir venteos de la

bomba que estaba en

servicio.

Purgar el sistema ,

para desgasificar y

luego reintentar un

nuevo arranque.

Alta Temperatura de

suministro de

propano por Línea

Caliente.

Falla en Control de

Temperatura 11TC-

3107 Abierta.

Vaporización del

Propano.

Alta presión en

cabezal de propano

caliente.

Cerrar parcialmente

la válvula manual del

control automático.

Abrir desvío y

normalizar Tema.

100 °F.

Verificar y reparar

Baja Temperatura de

Suministro de

Propano por Línea

Caliente.

Falla en Control de

Temperatura 11TC-

3107 Cerrada.

Falla del material de

la línea por

metalografía A-106

A.

Abrir válvula de

desvío y normalizar

la temperatura de

propano 95 °F.


CAPÍTULO

VI

PAG. 166 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto Amperaje en el

motor

Bloqueo de válvula

de descarga y

recirculación

Disminución brusca

del consumo en

olefinas

Corte del Suministro

de Propano por línea

fría por paro de la

bomba.

Abrir interconexión

en línea de descarga

de las bombas 3102-

JA/B y 7110 M/R.


bomba 3102 J de

reserva.

Pedir revisión de

mantenimiento

Vibraciones en la

bomba

Daños mecánicos en

eje, sellos y cojinetes




bomba.

Pedir revisión de

mantenimiento

Alta presión de

descarga

Bloqueo de válvula

de descarga y

recirculación

Disminución brusca

del consumo en

olefinas




bomba.

Abrir válvula de

recirculación

Pedir aumento de

consumo en Olefinas

Pérdida del nivel de

propanol

Daños en sellos o

fugas




bomba.

Pedir revisión de

mantenimiento

Sobrevelocidad en

turbina

Alto consumo en

olefinas

Fugas por rotura de

líneas

Problemas con el

gobernador de la

turbina




bomba.



de las bombas 3102-

JA/B y 7110 M/R.


bomba 3102 JA.

Pedir revisión de

mantenimiento


CAPÍTULO

VI

PAG. 167 de 190



Suministro de Propano Frio

1. Función

La función de este sistema es la de suministrar propano líquido a –45 °F

desde el tanque de almacenamiento 3101-F hasta la planta de olefinas II a

través de la línea fría.


Bombas de Transferencia de Propano: Existen dos bombas de

transferencia de propano por la línea fría de igual capacidad de bombeo

(716 gpm) ambas movidas por un motor eléctrico (7110 R/M). La

recirculación de estas bombas retornan al tanque 3101 F, por el fondo del

mismo.

MOTOR BOMBA

270 hp 716 gpm flujo diseño

3578 rpm 374 gpm flujo mínimo

4160 voltios 3550 rpm

32 amp 345 psig de descarga


- Verificar la disponibilidad de energía eléctrica para el arranque del

sistema.

- Verificar nivel de propanol en el recipiente destinado para tal fin.

Nota: Para el momento del arranque el pistón del flotador debe estar en

la posición “Abajo”.


CAPÍTULO

VI

PAG. 168 de 190



- Verificar con personal de operaciones de la planta de olefinas II si la

línea fría está totalmente disponible para iniciar el bombeo de

propano.

- Verificar que las válvulas de succión y venteos estén abiertas para

garantizar un buen enfriamiento de la bomba.

- Verificar que la válvula manual ubicada en la línea de recirculación

de la bomba esté abierta, con el objeto de garantizar el flujo mínimo

requerido por la bomba en el momento del arranque.

- Verificar que los instrumentos de medición y registro de flujo estén

operativos.

- Verificar en sitio si las válvulas manuales ubicadas en las líneas de

inyección de propanol al sello de la bomba están abiertas

totalmente.

- Verifique el nivel de aceite del motor (50 %), si es necesario

reponga.

4. Operaciones de arranque de las moto bomba 7110 R/M

- Verificar que el pozo de la bomba esté totalmente lleno con

propano, esto se puede garantizar manteniendo los venteos de la

succión de la bomba parcialmente abiertos hacia el 3104-F (Tambor

receptor de Venteos y Drenajes Cerrados).

- Verificar manualmente si la bomba está totalmente libre dándole

giros suaves, esto es con el objeto de que si presenta problemas de

congelamiento se pueda detectar antes de darle arranque, ya que

corremos el riesgo de partir el eje de la bomba.


CAPÍTULO

VI

PAG. 169 de 190



- Verifique que la válvula manual ubicada en la línea que va desde el

cuerpo de la bomba hacia el recipiente de propanol (válvula. #3 en

diagrama del Anexo 1) esté abierta, esto es con el objeto de

garantizar que esté lleno de propano líquido y tener una posición

más representativa en la parte inferior del flotador en el recipiente

de propanol.

- Si no hay presencia de líquido en esta línea, abrir la válvula de

venteo (Valv. #20) para desalojar los vapores de propano y poder

llenar el sistema con propano líquido.

- Abrir la válvula de venteo del recipiente de propanol (Val. #5) para

verificar si hay vapores de propano.

- Con la válvula de venteo abierta, iniciar la inyección de propanol al

recipiente del flotador hasta observar que salga propanol.

- Al observar presencia de propanol por la válvula de venteo, cerrarla;

y si el embolo está en la posición “Arriba” continuar bombeando

propanol hasta conseguir que el flotador llegue a la posición

“Abajo”.

- Con el flotador en la posición “Abajo”, abrir nuevamente la válvula

#20 para garantizar que esté totalmente llena de líquido.

- En este momento la bomba está lista para darle arranque, el

operador de campo notificará al panelista de LGN I para que le dé el

permisivo.

- El operador de campo dará arranque a la bomba; recirculando a

tanque 100% y luego de normalizada, comenzará a alinear la válvula

de descarga hacia la línea fría.


CAPÍTULO

VI

PAG. 170 de 190



Nota: Cuando la bomba esté en operación normal; la presión del

recipiente de propanol, debe estar más o menos 40 psig por encima de la

presión de descarga de la bomba, con el objetivo de garantizar que haya

flujo de propanol hacia los sellos de la bomba.


- Presión de descarga de la bomba 450 Lbs.

- Flujo de descarga de la bomba (Variable)

- Amperaje del motor de la bomba 37 amp. máximo

- Nivel de propanol para líquido de barrera



Presión de descarga de la bomba Psig 345

Flujo de propano frío a Olefinas I (11FI-2226) Bls/h 535 min

1069 max

Posición del flotador en el tambor de propanol - Abajo

Amperaje del motor Amp 32 max

Nivel de aceite del motor % 50 cristal

superior


CAPÍTULO

VI

PAG. 171 de 190




Protección Unidad Disparo

Alta presión de descarga psig 480

Vibraciones estructurales o sísmica mils -

Alto amperaje amp 37

Bajo nivel de propanol % 15

Rotor Bloqueado amp 48

Alta corriente instantánea

Falla a tierra

Diferencial de fase

Alta temperatura del cojinete del

motor

Baja Carga amp 22


- Notificar al panelista de la planta olefinas II sobre el paro manual de

la bomba, con el fin de que realice algún cambio que fuese necesario

a nivel de proceso.

- Notificar a Planta Eléctrica sobre el paro del motor del sistema de

suministro de propano a olefinas II.

- Alinear la recirculación de la bomba a tanque para garantizar un

flujo mayor a 50 TM/H.

- Alinear descarga de la bomba 3102 JA/JB a línea fría, para

garantizar flujo continuo a la Planta Olefinas II.


CAPÍTULO

VI

PAG. 172 de 190



- Cuando se halla garantizado el flujo estable de propano con la

bomba 3102-JA/B, parar la bomba 7110 R/M.

- Bloquear la válvula de succión y descarga, cerrar válvula de

recirculación y abrir parcialmente los venteos cerrados al 3104-F

para depresurizar el sistema.

- Abrir el interruptor eléctrico que alimenta el motor, colocar tarjeta

de seguridad o candado.


- El panelista de la Planta LGN I notificará al operador de campo

sobre el paro de la bomba 7110 R/M.

- El operador de campo deberá alinear la descarga de la bomba 3102-

JA/B a la línea fría, para garantizar el suministro de propano a la

Planta de Olefinas II.

- Luego de normalizado el suministro de propano a Olefinas II,

verificará en sitio sobre el motivo que provocó el paro de la bomba

y en conjunto con el supervisor de guardia analizarán la

problemática y reintentarán un nuevo arranque.

- Si por algún motivo se vuelve a disparar el sistema se dejará parado,

aplicando el procedimiento de paro normal y se entregará el equipo

a mantenimiento para su respectiva revisión.


sistema

En este caso se aplicará el mismo procedimiento que se detalló en el paro

normal.


CAPÍTULO

VI

PAG. 173 de 190





CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Bajo Suministro de

Propano por línea

fría

Restricción en

válvula de descarga

Baja Presión en


la Planta de Olefinas

II

Verificar y alinear

descarga

Baja Presión de

Descarga


bomba de reserva.

Abrir venteos de la

bomba que estaba en

servicio.

Purgar el sistema ,

para desgasificar y

luego reintentar un

nuevo arranque.

Alto porcentaje de

abertura de la válvula

de recirculación

Restringir

recirculación


CAPÍTULO

VI

PAG. 174 de 190




CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alto Amperaje en el

motor

Bloqueo de válvula

de descarga y

recirculación

Disminución brusca

del consumo en

olefinas




bomba.


motor y bomba



de las bombas 3102-

JA/B y 7110 M/R.


bomba 3102 J de

reserva.

Pedir revisión de

mantenimiento

Vibraciones en la

bomba


eje, sellos y cojinetes




bomba.

Pedir revisión de

mantenimiento

Alta presión de

descarga

Bloqueo de válvula

de descarga y

recirculación

Disminución brusca

del consumo en

olefinas




bomba.

Abrir válvula de

recirculación

Pedir aumento de

consumo en Olefinas

Pérdida del nivel de

propanol

Daños en sellos o

fugas




bomba.

Pedir revisión de

mantenimiento


CAPÍTULO

VI

PAG. 175 de 190



Sistema de Descarga de Propano desde Buques

1. Función

La función de éste sistema es descargar propano líquido de terceros desde

buques a través del sistema de tuberías existentes desde el muelle de

líquidos hacia el tanque de almacenamiento de propano 3101-F. La línea

de transferencia desde el muelle debe enfriarse antes de iniciar la

descarga; primero con vapores de propano a –20 °F y posteriormente con

propano líquido a –40 °F para evitar cristalización de la tubería.


Bombas 3102 JA/JB: estas bombas suministran el propano utilizado

para el enfriamiento de la línea de transferencia, y el propano para la

línea caliente a Olefinas.

Tanque 3101 F: donde se almacena el propano descargado del buque.

3101 C: la función de éste intercambiador es la de vaporizar una

corriente de propano líquido proveniente de la descarga de las 3102

JA/JB para la primera etapa de enfriamiento de la línea de transferencia.

El calentamiento del propano se realiza con etanol.

3. Procedimiento de enfriamiento de la línea de descarga

- Abrir válvula manual ubicada a la salida del propano del

intercambiador 3101-C

- Ajustar en el control TIC-3102 una temperatura de 90 °F


CAPÍTULO

VI

PAG. 176 de 190



- Solicitar al muelle de líquidos que alineen la válvula de retorno del

muelle al tanque

- Ajustar en la válvula FRC-3101 un flujo mínimo mas o menos 10 %

de apertura de la válvula manipulando la entrada de aire al actuador

de la misma, y comenzar a circular por el sistema

- Luego de 4 horas con las condiciones descritas, comenzar a

disminuir el punto de ajuste de la TIC-3102 a razón de 10 °F cada

hora hasta alcanzar una temperatura en la tubería a la altura del

muelle de líquidos 0 °F

- Bloquear el flujo de etanol al intercambiador 3101-C cerrando la

válvula automática y las manuales

- Aumentar progresivamente la abertura de la FRC-3101 para

aumentar el flujo circulante desde el tanque hacia la línea de

transferencia hasta alcanzar –40 °F en la misma.

- En este momento; la línea estará en condiciones para iniciar la

descarga del producto.


- Verificar la disponibilidad operativa y efectiva del sistema de

refrigeración de almacenaje

- Mantener todos los controladores del sistema en automático previa

confirmación de la confiabilidad de los mismos.

- Asegurarse con el operador muelle de líquidos, que la línea esté

acondicionada para iniciar la descarga (-40 °F) y que la válvula de la

línea de retorno esté bloqueada

- Solicitar los resultados de los análisis de los tanques del buque a

descargar y del tanque 3101 F, al Laboratorio Central o al

Coordinador, y verificar que los mismos se encuentran dentro de las

siguientes especificaciones:


CAPÍTULO

VI

PAG. 177 de 190



PARAMETRO UNIDAD ESPECIFICACION

PROPANO % molar > 96

ETANO % molar < 3

BUTANOS + % molar < 2

PRESION DE VAPOR A

100 °F

Psig <208

AZUFRE ppm w 123

CORROSION LAMINA COBRE 1

TEMPERATURA °F < -45

5. Operación de descarga

- Iniciar la descarga del buque con una tasa de 50 ton/h e ir

incrementando la misma a razón de 10 ton/h cada hora en función de

la presión del tanque 3101-F. La tasa máxima de descarga se

ajustará operacionalmente para garantizar que la presión del 3101 F

sea menor a 12 inH2O de forma estable, para evitar pérdida de

producto por el disparo de las válvulas de alivio del tanque (disparo

= 13.8 inH2O cierre = 12.9 inH2O)

- Nota: Es importante antes de solicitar el incremento en la tasa de

descarga, observar la tendencia de la presión del tanque 3101-F en

lugar del valor puntual indicado por el SCD, puesto que de forma

puntual se pueden observar valores inferiores al punto de disparo de

las válvulas pero pueden aún estar las válvulas de alivio abiertas.


CAPÍTULO

VI

PAG. 178 de 190



- En la medida que se incremente la tasa de descarga y en función del

balance de propano (producción vs consumo), bloquear el

suministro de propano desde el proceso (PCV-3100). Monitorear

continuamente la presión del cabezal de propano (11PC-3102) para

evitar sobrepresión del mismo.

- En caso de ser posible, minimizar el envío de butanos al tanque

durante la operación de descarga de buques, para minimizar la carga

térmica al sistema de refrigeración en los enfriadores de butano

3202 C/3203 C.

- Verificar que la entrada de etanol al calentador de propano 3104-F

esté bloqueada, para minimizar la carga térmica al sistema de

refrigeración.

- En caso de que la presión de vapor del tanque del buque del cual se

esté descargando sea mayor a 208 psig, y se observe alta presión en

la succión y descarga del compresor, abrir válvula manual de

purgado de incondensables al mechurrio hasta estabilizar el sistema.

- Verificar continuamente la presión del tanque 3101-F, para

garantizar menos de 12 in H2O, en caso contrario, solicitar

disminución de la tasa de descarga.

- Ajustar la temperatura de succión de la 1ra etapa (TCV-001),

disminuyendo progresivamente el punto de ajuste del controlador

hasta –40 F.

Nota: La válvula TCV-001 no debe estar abierta mas de un 50 %, para

evitar arrastre de líquidos hacia el tambor de 1ra etapa (3101-LF3).

- Realizar seguimiento continuo en campo a los niveles de los

tambores de succión de las tres etapas 3101-LF3/3101-LF2/3101-

LF1 para mantener máximo medio cristal en el de 1ra y 1 cristal en

los de 2da

y 3ra, realizar ajustes en campo en caso de ser necesario.


CAPÍTULO

VI

PAG. 179 de 190



- Ajustar los flujos de recirculación de la 2da

y 3ra etapa a 450 Lbs/min

y 550 lb/min respectivamente, para lograr mayor succión de los

vapores del 3101 F.

- Para minimizar la recirculación de propano al 3101 F y si el

consumo de las plantas de Olefinas lo permite, suministrar propano

solo desde las plantas de LGN I/II (producción), y el remanente

desde Bajo Grande en caso de que exista disponibilidad de propano

propiedad de Pequiven. En caso de un mayor consumo, operar con

solo una de las bombas de propano 3102 JA/JB, restringiendo la

recirculación al 3101-F, en función de los requerimientos de las

Plantas de Olefinas.

- Si hay un consumo alto de propano desde Olefinas, operar con una

de las bombas 7110-R/M, con la recirculación al tanque restringida.

La condición de balance de masa que debe cumplirse para realizar

esta operación debe garantizar que las bombas 7110-R/M operen

con un flujo mínimo de 60 ton/h para evitar daños en las mismas,

por medio de la siguiente relación:

Consumo Olefinas I/II – Producción PPE – Producción LGN I/II

60 ton/h

En caso de observar alta presión en el tanque 3101 F, alinear la válvula

de succión de las bombas 3101 JA/JB y 7110 R/M directamente desde la

línea de descarga del buque, y bloquear la válvula de succión del tanque.

De esta manera se disminuye la entrada de propano al tanque y por ende

la generación de vapores en el mismo.

Nota: Esta operación se debe realizar con la autorización del Jefe de

Planta de LGN y notificación previa a las plantas de Olefinas y al

Coordinador de Operaciones.


CAPÍTULO

VI

PAG. 180 de 190



- El operador de campo y el panelista deben monitorear de forma

continua la operación del sistema de refrigeración y reportar las

variables operacionales en los formatos de “Parámetros

operacionales del sistema de almacenaje” y “Parámetros mecánicos

del sistema de almacenaje” (ver anexo 1)

- Cada hora, después de iniciada la descarga, el panelista debe llenar

el formato “Control de descarga de buques de propano”, de acuerdo

al procedimiento descrito en el punto 8. (ver anexo 1)

- Al inicio y al final de la descarga, el panelista debe llenar el formato

de “Cierre de la descarga de propano”, de acuerdo a procedimiento

descrito en el punto 8. (ver anexo 1)

6. Parámetros a chequear durante la descarga de Propano


Presión del 3101 F InH2O <12

Tasa de descarga Ton/h 50-120

Temperatura de descarga del buque °F < -45

Temperatura de succión 1ra etapa °F -40

Presión succión 1ra etapa InH2O 3

Presión succión 2da

etapa Psig 19.3

Presión succión 3ra etapa Psig 73.1

Flujo recirculación 2da

etapa (FC-002) lb/min 450

Flujo recirculación 3ra etapa (FC-001) lb/min 550


CAPÍTULO

VI

PAG. 181 de 190





5 Válvulas de alivio del 3101-F con

descarga atmosférica

inH2O - 13.8

Válvulas de alivio del 3101-C psig - 150

Válvulas de rebose °F 32 -

Bajo nivel del 3101 bls 12714 -

Sistema de agua contraincendios

- Adicionalmente, se tienen todas protecciones del sistema de

almacenaje descritas anteriormente.

7. Procedimiento para cuantificar la descarga total de propano

Para llevar el control de la cantidad total de propano descargada del

buque cada hora se debe llenar el formato de “Control de descarga de

buques de Propano” que se muestra en el Anexo 1, de la siguiente

manera:

1. Al iniciar la descarga del buque de propano:

- Tomar el nivel inicial del tanque en pulgadas que se indica en el 11-

LI-3101 B del SCD

- Tomar la lectura del OMNI del acumulado día en barriles netos (net

barrels) del propano de producción a Olefinas por línea fría (11FI-

2266) y línea caliente (11FI-2236) y tomar la lectura del

esquematico 106 del SCD del acumulado día del propano de

producción a tanque (11FI-3100)


CAPÍTULO

VI

PAG. 182 de 190



- Solicitar al muelle de líquidos la identificación del tanque del buque

del cual se va a iniciar a descargar, la temperatura de la línea de

descarga y del buque

- Tomar la presión del tanque 3101-F

1. Calcular el nivel del tanque en pie / pulgada / fracción de la siguiente

manera:

1.1 Multiplicar el valor obtenido en el paso 1 por 0.14285 y obtener los pies

como la parte entera del resultado.

1.2 Multiplicar la parte decimal del valor obtenido en el paso 2.1 por 12, y

obtener las pulgadas como la parte entera de este resultado

1.3 Hallar las fracciones de pulgadas correspondiente a la parte decimal del

resultado obtenido en el paso 2.2, multiplicando por 16 esta cantidad y

simplificando hasta obtener la fracción correspondiente.

2. Con el nivel del tanque obtenido en el paso 2, se obtiene el volumen

bruto de propano líquido en el tanque en barriles de la carta del tanque

3101-F (ver Anexo 4)

3. Se calcula el volumen neto de propano líquido en el tanque,

multiplicando el volumen bruto por el factor que se obtiene de la

tabla 24 (ver Anexo 4), con la temperatura del líquido en el tanque y

la gravedad específica del análisis del líquido del tanque

suministrado por el laboratorio.

4. Cada hora; después de iniciada la descarga del buque y hasta la

finalización de la misma, se siguen los siguientes pasos:

- Se toman las siguientes lecturas del SCD:

- Nivel en pulgadas y presión del 3101-F en inH2O(casillas 1 y 2)

- Producción acumulada en barriles netos del OMNI para el 11FI-

2236 y 11FI-2266 (casillas 7 y 9)


CAPÍTULO

VI

PAG. 183 de 190



- Producción acumulada en barriles para el 11FI-3100 del

esquemático 106 del SCD (casilla 11)

- Se realizan los siguientes cálculos:

- Nivel en pie / pulgada / fracción como se describió en el punto 2

(casilla 3)

- Nivel en barriles brutos de la tabla volumétrica del tanque (casilla 4)

- Nivel en barriles netos como se describió en el punto 4 (casilla 5)

- Variación del nivel acumulado en el tanque desde la descarga en

barriles como:

inicialactuali NivelNivelAcumuladoNivel (casilla 6)

- Flujo de propano hacia olefinas por línea caliente acumulado para la

hora en barriles durante la descarga con la relación (casilla 7):

casilla 8actual = casilla 7actual – casilla 7 anterior + casilla 8anterior

- Flujo de propano hacia olefinas por línea fría acumulado para la

hora en barriles durante la descarga con la relación (casilla 9):


- Flujo de propano desde producción acumulado para la hora en

barriles durante la descarga con la relación (casilla 11):



CAPÍTULO

VI

PAG. 184 de 190



Nota: Cuando se pasa de la hora 00:00; el OMNI, emite el reporte del

acumulado día y se reinicia la acumulación del flujo para los medidores

FI-2236 y FI-2266, al igual que el FI-3100 en el SCD, por lo que para el

cálculo del flujo acumulado durante el período de la descarga de estos

tres medidores para el reporte posterior a la hora 00:00, se debe calcular

con las relaciones siguientes:

casilla 8actual = acumulado día – casilla 7 anterior + casilla 7 actual +

casilla 8anterior

casilla 10actual = acumulado día – casilla 9 anterior + casilla 9 actual

+ casilla 10anterior

casilla 12actual = acumulado día – casilla 11 anterior + casilla 11

actual + casilla 12anterior

- Descarga total de propano en barriles acumulada para la hora con la

relación: (casilla 13)

casilla 13actual = casilla 6actual + casilla 8 actual + casilla 10 actual -

casilla 12actual

- Descarga total de propano en toneladas acumulada para la hora

(casilla 14), se calcula, multiplicando la casilla 13 por el factor de

conversión de barriles a toneladas obtenido de la tabla 29 con la

gravedad específica (GE) del líquido en el tanque reportada por el

laboratorio central.

- Se solicita al operador de muelle de líquidos la siguiente

información:


CAPÍTULO

VI

PAG. 185 de 190



- Descarga total (casilla 15)

- Tasa de descarga actual (casilla 16)

- Tanque del buque del cual se está descargando (casilla 17)

- Temperatura del propano a la descarga del buque (casilla 18) y en la

línea de descarga (casilla 19)

- Una vez finalizada la descarga del buque, se procede a llenar el

formato de “Cierre de descarga de buques de propano”, de acuerdo

al procedimiento descrito en el formato (ver anexo 1).


CAPÍTULO

VI

PAG. 186 de 190




Para esta sección, aplican los análisis de problemas operacionales y

soluciones desarrollados para las secciones anteriores. Los análisis que a

continuación se describen son inherentes específicamente durante

operaciones de descarga de buques.


CONSECUENCIAS

ACCIÓN

Alta presión en el

tanque 3101 F

Alta tasa de descarga Pérdida de propano a

la atmósfera

Solicitar disminución

de la tasa de descarga

Alta temperatura en

la succión de la 1ra

etapa

Entonar lazo de

control

Revisar termocupla

Verificar v/v bloqueo

aguas arriba de TCV-

001

Verificar bloqueo de

línea de descarga

hacia 3101LF3

Alta carga térmica en

el sistema

Bloquear etanol a

3104 F

Bloquear v/v

manuales de PCV-

3100


propano de descarga

del buque

Solicitar al muelle

que acondicionen el

sistema de

refrigeración del

buque

Alta temperatura de

la línea de descarga

Disminuir la tasa de

descarga al mínimo

Alto nivel en tambor

de 1ra

, 2da

y 3ra

etapa

Daños o descontrol

en válvulas

controladoras de

nivel LV-3, LV-3102

y LV-2

Disparo por alto nivel

Entrada de líquidos

en las etapas

Pedir revisión de

v/v´s a Mtto

Alta presión de

descarga del

compresor

Alta presión de vapor

en el propano

descargado

Ondeos de los

compresores

Abrir venteo en el

condensador 3101-

LC1.


CAPÍTULO

VI

PAG. 187 de 190



ANEXO 1

DIAGRAMAS DE FLUJO


CAPÍTULO

VI

PAG. 188 de 190



ANEXO 2

BITÁCORAS OPERACIONALES


CAPÍTULO

VI

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ANEXO 3

DIAGRAMAS DE PROTECCIONES DE LOS COMPRESORES DE

ALMACENAJE


CAPÍTULO

VI

PAG. 190 de 190



ANEXO 4

TABLAS PARA CÁLCULOS EN DESCARGA DE PROPANO

BARCO:______________________ PROCEDENCIA:________________________

FECHA INCICIO:______________ FECHA DE FINALIZACION:______________

HORA INCICIO:_______________ HORA DE FINALIZACION:_______________

TANQUE 3101-F INICIAL FINAL

1 NIVEL (PIE/PULGADA/FRACCION)

2 TEMPERATURA DEL LIQUIDO (°F)

3 TEMPERATURA DE VAPORES (°F)

4 PRESION (IN H2O)

5 VOLUMEN LIQUIDO A TEMP (BLS)

6 SG 60/60

7 FACTOR CONVERSION DE TABLA 24

8 VOLUMEN LIQUIDO A 60 °F (BLS)

9 FACTOR CONVERSION DE TABLA 29

10 FACTOR CONVERSION ESTANDAR 1.01605

11 MASA LIQUIDO (TON)

12 VOLUMEN TOTAL (BLS) 163501

13 VOLUMEN VAPORES (BLS)

14 MASA VAPORES (TON)

15 MASA TOTAL (TON)

16 DIFERENCIA MASA TANQUE (TON)

17 CONSUMO LINEA FRIA (BLS)

18 CONSUMO LINEA CALIENTE (BLS)

19 PRODUCCION A TANQUE (BLS)

20 DESCARGA TOTAL PLANTA (TON / BLS)

21 DESCARGA TOTAL MUELLE (TON / BLS)

22 PERDIDAS (TON/BLS)

1-4: DATOS BASICOS DEL SCD

5: CARTA DEL TANQUE

6: POR ANALISIS

7: DE 2 Y 6 CON TABLA 24

8: PRODUCTO DE 5 * 7

9: DE 7 CON TABLA 29

10: FACTOR ESTANDAR

11: PRODUCTO DE 8 * 9 * 10

12: CARTA DEL TANQUE

13: RESULTADO DE 12 – 8

14: PRODUCTO DE:

CASILLA 13 * (0.000378*(406.8+P) / (460+T))

15: RESULTADO DE 11+14

16: RESULTADO DE 15F –15I

17-19: CASILLAS 8, 10 Y 12 DEL FORMATO DE CONTROL

20: RESULTADO DE 16+(17+18-19)*FACTOR BLS/TM

21: MUELLE DE LIQUIDOS

22: RESULTADO DE 21 - 20

SUP TURNO LGN REPRESENTANTE MEM ING. PRODUCCION LGN

PETROQUIMICA DE VENEZUELA


PLANTAS DE LGN EL TABLAZO

CIERRE DE DESCARGA DE BUQUES DE PROPANO

FECHA:___________________

VARIABLES UNIDAD ESPECIFICACIÓN 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

Presión del 3101-F in H2O 10

Presión del 3101-LF1 psig 71.3

Presión del 3101-LF2 psig 19.8

Presión del 3101-LF3 in H2O 3

Presión de descarga del compresor psig 315

Temperatura del 3101-LF1 F 40

Temperatura del 3101-LF2 F -16

Temperatura del 3101-LF3 F -49

Temperatura de descarga del compresor F 221

Nivel en el 3101-LF1 % 40



Nivel en el 3101-LO % 45

Nivel en el 3101-F Bbls

Recirculación 3ra etapa (FC-001) lb/min 495

Recirculación 2da etapa (FC-002) lb/min 506

Presión de descarga 3102 JA/JB Psig 345

Presión de descarga 7110 R/M Psig 345

Recirculación 3102 JA/JB % 10

Recirculación 7110 R/M % 10

Presión entrega de propano (PC-3102) Psig 220

Temperatura entrega propano (TC-3107) °F 100

Propano línea caliente (FI-2236) Bls/h 179-557

Propano línea fría (FI-2266) Bls/h 535-1069

FIRMA: SUP TURNO 23-07 FIRMA: SUP TURNO 07-15 FIRMA: SUP TURNO 15-23

OBSERVACIONES:



PLANTA DE LGN I EL TABLAZO

PARAMETROS OPERACIONALES DEL SISTEMA DE ALMACENAJE

FECHA:___________________

VARIABLES UNIDAD ESPECIFICACIÓN 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

Vibración radial cojinete delantero motor mils <2

Vibración radial cojinete trasero del motor mils <2

Vibración radial cojinete trasero compresor mils <3

Desplazamiento axial del compresor mils <12

Diferencial de presión en filtros de aceite psid <8

Presión de aceite del motor psig 25-30

Presión de aceite de la caja de engranajes psig 20-35

Temperatura del cojinete delantero del motor C 120-150

Temperatura del cojinete trasero del motor F 120-150

Temperatura aceite cojinete delantero compresor F 120-150

Temperatura aceite cojinete trasero compresor F 120-150

Temperatura del aceite del sump F 120-150

Amperaje del 3101 LJ A/B amp 240-260

Amperaje 3102 JA/JB amp 170

Amperaje 7110 R/M amp 32

Nivel de propanol 7110 R/M % 0

Nivel de aceitel 3102 JA/JB / 7110 R/M % 50 min

FIRMA: SUP TURNO 23-07 FIRMA: SUP TURNO 07-15 FIRMA: SUP TURNO 15-23

OBSERVACIONES:



PLANTA DE LGN I EL TABLAZO

PARAMETROS MECANICOS DEL SISTEMA DE ALMACENAJE

FECHA:___________________

FACTOR BLS BRUTO A BLS NETO (TABLA 24 CON T Y GE): ___________________

FACTOR BLS/TM (TABLA 29 CON GE):__________________

HORA NIVEL

3101 F

(PULG)

(1)

PRESION

3101-F

(INH2O)

(2)

NIVEL

3101 F

(PIE/PULG

FRACCION)

(3)

VOLUMEN

ACTUAL

BRUTO

(BARRILES)

(4)

VOLUMEN

ACTUAL

NETO

(BARRILES)

(5)

DIFERENC.

DE NIVEL

(BARRILES)

(6)

PROPANO POR

LINEA CALIENTE

(FI-2236)

ACUM / DIF

(BARRILES)

(7/8)

PROPANO POR

LINEA FRIA

(FI-2266)

ACUM / DIF

(BARRILES)

(9/10)

PROPANO DE

PRODUCCION

(FI-3100)

ACUM / DIF

(BARRILES)

(11/12)

DESCARGA

TOTAL

(BARRILES)

(13)

DESCARGA

TOTAL

(TON)

(14)

DESCARGA

TOTAL

SEGÚN

MUELLE

(TON)

(15)

TASA DE

DESCARGA

(TON/H)

(16)

TANQUE DE

DESCARGA

(17)

TEMPERATURA

DE DESCARGA

LINEA / BUQUE

(F)

(18/19)

- - - - /

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PLANTAS DE LGN EL TABLAZO

CONTROL DE DESCARGA DE BUQUES DE PROPANO

manual de adiestramiento lgn

Documents