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.
13. Tabla de problemas operacionales.
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.
5. Procedimientos de arranque.
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.
9. Tabla de problemas operacionales.
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. Lista de chequeo Pre-Arranque.
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. Procedimientos de arranque.
14.1 Seguridad del equipo (Alarmas/Disparos).
15. Parámetros a chequear después del arranque.
16. Parámetros a chequear en proceso normal.
17. Operaciones a efectuar en paro normal.
18. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
19. Tabla de problemas operacionales.
20. Sistema Depropanizador V-9.
20.1 Función.
20.2 Funcionamiento.
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).
20.2.6 Bombas de reflujo P-4 A/B.
21. Lista de chequeo Pre-Arranque.
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).
22. Parámetros a chequear antes del arranque.
23. Parámetros a chequear después del arranque.
24. Parámetros a chequear en proceso normal.
25. Tabla de problemas operacionales.
26. Procedimientos de arranque de la torre depropanizadora.
27. Operaciones a efectuar en paro normal.
28. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
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.
29.1.7 Bombas de reflujo P-5 A/B.
30. Procedimientos de arranque del sistema debutanizador.
31. Tabla de problemas operacionales.
32. Operaciones a efectuar en paro normal.
33. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
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).
3. Lista de chequeo Pre-Arranque.
4. Parámetros a chequear antes del arranque.
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.
9. Tabla de problemas operacionales.
CAPÍTULO IV
Sistema de Tratamiento de Etano (D.G.A)
1. Descripción del proceso.
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).
5. Parámetros a chequear antes del arranque.
6. Parámetros a chequear en proceso normal.
7. Operaciones a efectuar en paro normal del equipo.
8. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
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.
11. Tabla de problemas operacionales.
CAPÍTULO V
Sistema Manejo y Estabilización de Condensados.
1. Función.
2. Descripción del proceso.
3. Equipos asociados al sistema.
3.1 Separadores V-24 A/B.
3.2 Separador de baja presión V-24C.
3.3 Sistema estabilizador de condensados.
4. Equipos asociados al sistema.
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.
8. Tabla de problemas operacionales.
CAPÍTULO VI
Sistema de Refrigeración de Almacenaje
1. Función.
2. Equipos asociados al sistema.
3. Lista de chequeo Pre-Arranque.
4. Parámetros a chequear antes del arranque.
5. Operaciones de arranque del sistema.
6. Condiciones operacionales en proceso normal.
7. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema.
8. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema.
9. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del
sistema.
10. Tabla de problemas operacionales.
Sistema de Suministro de Propano a Olefinas I/II.
Suministro de Propano Caliente
1. Función.
2. Equipos asociados al sistema.
3. Lista de chequeo Pre-Arranque.
4. Operaciones de arranque de la moto bomba 3102 JA
5. Operaciones de arranque de la turbo bomba 3102 JB.
6. Parámetros a chequear después del arranque.
7. Parámetros a chequear en proceso normal.
8. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema.
9. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema.
10. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del
sistema.
10.1 Mantenimiento al intercambiador 3102-C1/C2.
10.2 Mantenimiento de bomba 3102 JA/JB.
11. Tabla de problemas operacionales.
Suministro de Propano Frío
1. Función.
2. Equipos asociados al sistema.
3. Lista de chequeo Pre-Arranque.
4. Operaciones de arranque de la moto bomba 7110R/M.
5. Parámetros a chequear después del arranque.
6. Parámetros a chequear en proceso normal.
7. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema.
8. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema.
9. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del
sistema.
10. Tabla de problemas operacionales.
Sistema de Descarga de Propano desde Buques.
1. Función.
2. Equipos asociados al sistema.
3. Procedimientos de enfriamiento de la línea de descarga.
4. Lista de chequeo Pre-Arranque.
5. Operación de descarga.
6. Parámetros a chequear durante la descarga de propano.
7. Procedimientos para cuantificar la descarga total de propano.
8. Tabla de problemas operacionales.
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.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA
COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO
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.
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CAPÍTULO
I
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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
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CAPÍTULO
I
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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).
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CAPÍTULO
I
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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).
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CAPÍTULO
I
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.
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
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
_________
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CAPÍTULO
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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)
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CAPÍTULO
I
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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)
Temperatura 115 °F máx.
Cantidad 94 gpm a 60 °F
(3223 BPD)
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
Gasolina (Pentano y más pesados)
Butano 5% mol máx.
Temperatura 100 °F máx.
Cantidad 48 gpm a 60 °F
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.
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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.
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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.
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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.
Informar a control de
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
Daños mecánicos a la
estructura del tamiz
molecular.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Alto nivel de líquidos
en separador V-1.
Falla de válvula de
control de nivel LV-
700 y 701.
Daños mecánicos a la
estructura del tamiz
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.
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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%.
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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
punto de ajuste de 75 Psig.
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.
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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).
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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.
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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.
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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.
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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%.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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)
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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13. Tabla de Problemas Operacionales
ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES
DISTRIBUCION DE GAS RESIDUAL
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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CAPÍTULO
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Informar a control de
gas para que abran
las válvulas
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CAPÍTULO
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA
COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO
GERENCIA DE OLEFINAS
CAPÍTULO II
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CAPÍTULO
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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.
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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’’.
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CAPÍTULO
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Condiciones Operacionales
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.
Condiciones Operacionales
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
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CAPÍTULO
II
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SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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).
Condiciones Operacionales
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
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CAPÍTULO
II
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SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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).
Condiciones Operacionales
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.
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Condiciones Operacionales
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.
Condiciones Operacionales
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.
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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.
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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.
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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
reproceso hasta alcanzar la calidad esperada.
- 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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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
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- 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.
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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.
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9. Tabla de Problemas Operacionales
ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES
EXPANSOR L.G.N. I ROTO FLOW
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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).
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10.2 Funcionamiento.
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.
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10.2.4 Bombas de Reflujo P-3 A/B
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. Lista de Chequeo de Pre-Arranque
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.
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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.
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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.
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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
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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
17. Operaciones a efectuar en paro normal.
Ver paro normal de Planta L.G.N. I
18. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
Ver paro programado de Planta L.G.N. I
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19. Tabla de Problemas Operacionales
ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES
SISTEMA DEETANIZADOR
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Falla de la válvula
11TC-102 cerrada
Producto de fondo
fuera de
especificación.
Disparo de válvulas
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.
Falla de la válvula
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.
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CAPÍTULO
II
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Falla de la válvula
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.
Poner en servicio la
bomba que está
disponible.
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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 Funcionamiento.
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.
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CAPÍTULO
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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.
20.2.6 Bombas de Reflujo P-4 A/B
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.
Condiciones Operacionales Bombas P-4 A/B
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
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21. Lista de Chequeo de Pre-Arranque
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.
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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.
22. Parámetros a chequear antes del arranque.
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
punto de ajuste de 245 Psig.
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.
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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
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25. Tabla de problemas operacionales
ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES
AREA SISTEMA DEPROPANIZADOR
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Alta presión en la
torre
depropanizadora V-9.
Falla de la válvula
PCV-305 cerrada.
Disparos de v/v de
seguridad.
Emanación de gas al
ambiente.
Abrir v/v By-Pass de
PCV-305.
Chequear con
personal de
mantenimiento el
controlador 11PC-
305.
Alta temperatura tope
de torre
depropanizadora V-9.
Falla de la válvula
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
Poner en servicio la
bomba disponible
para normalizar la
condición de reflujo.
Baja temperatura en
fondo de la torre
depropanizadora V-9.
Falla de la válvula
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Bajo nivel en tambor
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.
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- Verificar que el propano producto esté alineado al sistema de
reproceso hasta alcanzar la calidad esperada.
- Comience a calentar el fondo de la torre lentamente abriendo la
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.
27. Operaciones a efectuar en paro normal.
Ver paro normal de Planta L.G.N. I
28. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
Ver paro programado de Planta L.G.N. I
29. Sistema Debutanizador (V-11)
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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.
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CAPÍTULO
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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).
29.1.7 Bombas de Reflujo P-5 A/B
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.
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Condiciones Operacionales Bombas P-5 A/B
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
Válvula de Seguridad en Enfriador E-15 Lado Agua Setting 100 Psig
Válvula de Seguridad en Enfriador E-10 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
reproceso hasta alcanzar la calidad esperada.
- Verifique que la gasolina producto esté alineada al sistema de
reproceso hasta alcanzar la calidad esperada.
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CAPÍTULO
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SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
- 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 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.
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CAPÍTULO
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ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES
SISTEMA DEBUTANIZADOR V-11
31. Tabla de Problemas Operacionales
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Alta presión torre
debutanizadora V-11
Falla de la v/v PCV-
306 cerrada
Disparo de v/v de
seguridad.
Emanación de gas al
ambiente.
Abrir v/v By-Pass de
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
Falla de la válvula
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.
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CAPÍTULO
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Paro de bomba de
reflujo P-5 A/B
IDEM
Ajustar temperatura
de fondo de la torre
V-11.
Poner en servicio la
bomba P-5
disponible.
Alinear producto a
reproceso.
Bajo nivel en tambor
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.
32. Operaciones a efectuar en paro normal.
Ver paro normal de Planta L.G.N. I
33. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
Ver paro programado de Planta L.G.N.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA
COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO
GERENCIA DE OLEFINAS
CAPÍTULO III
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
III
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.).
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CAPÍTULO
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.
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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.
3. Lista de Chequeo de Pre-Arranque
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.
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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.
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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. Parámetros a chequear antes del arranque
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.
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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.
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CAPÍTULO
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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).
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CAPÍTULO
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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.
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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
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CAPÍTULO
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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
- Válvula de Seguridad en
Línea Succión 2da Etapa 4974 200
- Válvula de Seguridad en
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
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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.
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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.
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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.
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9. Tabla de Problemas Operacionales
ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES
COMPRESOR DE REFRIGERACIÓN C-2
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA
COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO
GERENCIA DE OLEFINAS
CAPÍTULO IV
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CAPÍTULO
IV
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CAPÍTULO IV
Sistema de Tratamiento de Etano (D.G.A)
1. Descripción del Proceso
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.
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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.
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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.
5. Parámetros a chequear antes del arranque.
1. Ajustar al controlador 11LC-715 en 50%.
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IV
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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.
5. Ajustar el controlador 11LC-720 en 50%.
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%.
8. Ajustar el controlador 11LC-719 en 75%.
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).
6. Parámetros a chequear en proceso normal.
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.
8. Operaciones a efectuar en paro programado por mantenimiento.
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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CAPÍTULO
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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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CAPÍTULO
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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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CAPÍTULO
IV
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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).
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11. Tabla de Problemas Operacionales
ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE ETANO D.G.A.
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
Falla de la válvula
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.
Falla de la válvula
FCV-511 cerrada.
Pérdida de la
especificación del
etano por alto
contenido de CO2.
Abrir válvula de By-
Pass de FCV-511.
Chequear con
mantenimiento
controlador 11FC-
511.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
Falla de la válvula
PCV-317 cerrada.
IDEM
Abrir válvula de By-
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.
Falla de la válvula
LCV-716 cerrada.
IDEM
Abrir válvula de By-
Pass de LCV-716.
Chequear con
mantenimiento el
controlador 11LC-
716.
Alta presión en torre
despojadora V-16.
Falla de la válvula
PCV-318 cerrada.
Disparo de válvulas
de seguridad de V-16
al ambiente.
Abrir válvula de By-
Pass de PCV-318.
Chequear con
mantenimiento el
controlador 11PC-
318.
Baja presión en torre
despojadora V-16.
Falla de la válvula
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.
Falla de la válvula
LCV-716 cerrada.
Daños al tubo del
quemador.
Paro de planta por
bajo nivel.
Abrir válvula de By-
Pass de LCV-716.
Normalizar niveles
en hornos H-2 A/B.
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CAPÍTULO
IV
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SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo – 99 Mayo – 99
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
Colocar en manual el
controlador 11TC-
107 A y ajustar la
salida de la válvula
hasta normalizar la
temperatura.
Bajo nivel en tambor
V-22.
Falla de la válvula
LCV-718 cerrada.
Paro de planta de
D.G.A. por bajo
nivel.
Pérdida de etano por
CO2.
Agregar condensado
de vapor.
Abrir válvula de By-
Pass de LCV-718.
Chequear con
mantenimiento el
controlador 11LC-
718.
Alta temperatura
regenerador H-3.
Falla de la válvula
TCV-107 abierta.
Degradación de la
D.G.A. por alta
temperatura.
Restringir válvula
manual de entrada de
gas combustible.
Colocar en manual el
controlador 11TC-
140 y ajustar la salida
hasta normalizar la
temperatura.
Bajo nivel de D.G.A.
en regenerador H-3.
Falla de la válvula
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.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA
COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO
GERENCIA DE OLEFINAS
CAPÍTULO V
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CAPÍTULO
V
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
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.
2. Descripción del Proceso
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.
3. Equipos Asociados al Sistema
Los equipos asociados al sistema son el V-24 A, V-24 B y el V-24 C.
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CAPÍTULO
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SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
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.
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CAPÍTULO
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SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
Seguridad del Equipo
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.
4. Equipos Asociados al Sistema
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.
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CAPÍTULO
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SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
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.
Seguridad del Equipo
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.
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 385 Psig (PSV-103)
Sistema de Detección de Gas y Fuego
Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio
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SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
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.
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 265 Psig (PSV-104)
Sistema de Detección de Gas y Fuego
Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio
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.
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 450 Psig
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
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CAPÍTULO
V
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
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.
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 286 Psig
Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio
Sistema de Detección de Gas y Fuego
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.
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CAPÍTULO
V
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SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 60 Psig
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).
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 400 Psig (PSV-109)
Sistema de Detección de Gas y Fuego
Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio
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.
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CAPÍTULO
V
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Seguridad del Equipo
Sistema de Detección de Gas y Fuego
Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio
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.
Seguridad del Equipo
Válvula de Seguridad Setting 920 Psig
Sistema de Detección de Gas y Fuego
Sistema de Enfriamiento con Agua C/Incendio
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.
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CAPÍTULO
V
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
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.
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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.
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CAPÍTULO
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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
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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.
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CAPÍTULO
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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.
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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.
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CAPÍTULO
V
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8. Tabla de Problemas Operacionales
ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES
SISTEMA DE MANEJO Y ESTABILIZACIÓN DE CONDENSADOS
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Falla de la válvula de
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
Falla de la válvula de
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
Falla de la válvula de
control de nivel de la
bota de agua 11LC-
24 B2
IDEM
IDEM
Alto Nivel de
líquidos
Hidrocarburos en
V-24 C.
Falla de la válvula de
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
válvula de control.
Alinear el gas a la
fosa de quema hasta
normalizar la
situación.
Chequear con
personal de MTTO.
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CAPÍTULO
V
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
válvula de control.
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
válvula de control.
Chequear y recalibrar
con personal de
MTTO el transmisor
de nivel de la bota de
agua
Alta presión en
separador V-24 C
Falla de la válvula de
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Falla de la válvula de
control de nivel de la
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
alimentación a torre
SV-1
Falla de la válvula
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
alimentación a torre
SV-1
Falla de la válvula
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.
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V
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Bajo flujo de
alimentación de
condensado a torre
SV-1.
Falla de la válvula
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.
Alta presión en torre
estabilizadora SV-1.
Falla de la válvula
11PC-246 cerrada.
Disparo de válvula de
seguridad.
Quema de producto.
Sobre presión en
torre estabilizadora.
Abrir By-Pass de la
válvula de control de
presión 11PC-246.
Chequear con
personal de MTTO la
operatividad del
sistema de control.
Alta presión de vapor
en sistema de vapor
saturado.
Falla de la válvula de
control de presión
11PC-251 abierta.
Disparo de válvula de
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.
Falla de la válvula
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
condensado de vapor.
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.
Poner en servicio la
bomba disponible.
Chequear motivo de
la parada de la
bomba principal.
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CAPÍTULO
V
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Alta presión en
tambor recolector de
condensado de vapor.
Falla de la válvula de
control 11PC-248
cerrada.
Disparo de válvula de
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.
Falla de la válvula de
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.
Alta temperatura del
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.
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
V
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA ESTABILIZADOR DE CONDENSADO Mayo - 99 Mayo – 99
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Falla de la válvula de
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
estabilizadora SV-1.
Falla de la válvula de
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.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA
COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO
GERENCIA DE OLEFINAS
CAPÍTULO VI
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
VI
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
VI
PAG. 134 de 190
PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
VI
PAG. 135 de 190
PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
VI
PAG. 136 de 190
PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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).
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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
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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.
4. Parámetros a chequear antes del arranque
- 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.
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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 .
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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.
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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.
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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.
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CAPÍTULO
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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.
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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
Vibración radial en cojinete trasero del
motor (canal B)
Mils 2 3
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Vibración radial en cojinete trasero del
compresor (canal A)
Mils 3 4
Vibración radial en cojinete trasero del
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
Alto nivel en el 3101-LF2 % - 60
Protección Unidad Alarma Disparo
Alto nivel en el 3101-LF3 % - 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
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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 estator del motor S2 F 255 275
Alta temperatura del estator del motor S4 F 255 275
Alta temperatura del estator del motor S6 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
Válvulas de seguridad en tambor 3101-
LF2 (PSV-3)
Psig - 250
Válvulas de seguridad en tambor 3101-
LF3 (PSV-4)
Psig - 300
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CAPÍTULO
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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:
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CAPÍTULO
VI
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
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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.
9. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del
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:
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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.
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CAPÍTULO
VI
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10. Tabla de problemas operacionales
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
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CAPÍTULO
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
válvula de control de
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
válvula de control de
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.
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SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.
2. Equipos asociados al sistema
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.
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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.
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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.
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- 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.
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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.
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CAPÍTULO
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- 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.
6. Parámetros a chequear después del arranque.
- Presión de descarga de la bomba 350 Lbs.
- Flujo de descarga de la bomba (Variable)
- Amperaje del motor de la bomba
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7. Parámetros a chequear en proceso normal.
Variable Unidad Especificación
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)
Protección Unidad Alarma 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
-
8. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema
- 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.
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- 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.
9. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema
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.
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- 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.
10. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del
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.
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- 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.
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- Verificar si todo el sistema está en condiciones para ser entregado al
personal de mantenimiento.
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11. Tabla de problemas operacionales
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Cabezal de Propano a
las Plantas de
Olefinas I/II
Poner en servicio la
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.
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
Poner en servicio la
bomba 3102 J de
reserva.
Pedir revisión de
mantenimiento
Vibraciones en la
bomba
Daños mecánicos en
eje, sellos y cojinetes
Corte del Suministro
de Propano por línea
fría por paro de la
bomba.
Pedir revisión de
mantenimiento
Alta presión de
descarga
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 válvula de
recirculación
Pedir aumento de
consumo en Olefinas
Pérdida del nivel de
propanol
Daños en sellos o
fugas
Corte del Suministro
de Propano por línea
fría por paro de la
bomba.
Pedir revisión de
mantenimiento
Sobrevelocidad en
turbina
Alto consumo en
olefinas
Fugas por rotura de
líneas
Problemas con el
gobernador de la
turbina
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.
Poner en servicio la
bomba 3102 JA.
Pedir revisión de
mantenimiento
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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.
2. Equipos asociados al sistema
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
3. Lista de chequeo Pre-arranque
- 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”.
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- 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.
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- 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.
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CAPÍTULO
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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.
5. Parámetros a chequear después del arranque.
- 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
6. Parámetros a chequear en proceso normal.
Variable Unidad Especificación
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
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Seguridad del sistema (alarmas y disparo)
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
7. Operaciones a efectuar en paro manual del sistema
- 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.
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CAPÍTULO
VI
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- 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.
8. Operaciones a efectuar en paro automático del sistema
- 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.
9. Operaciones a efectuar en paro programado de mantenimiento del
sistema
En este caso se aplicará el mismo procedimiento que se detalló en el paro
normal.
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CAPÍTULO
VI
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10. Tabla de problemas operacionales
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Bajo Suministro de
Propano por línea
fría
Restricción en
válvula de descarga
Baja Presión en
Cabezal de Propano a
la Planta de Olefinas
II
Verificar y alinear
descarga
Baja Presión de
Descarga
Poner en servicio la
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
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CAPÍTULO
VI
PAG. 174 de 190
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PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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.
Daños mecánicos en
motor y bomba
Abrir interconexión
en línea de descarga
de las bombas 3102-
JA/B y 7110 M/R.
Poner en servicio la
bomba 3102 J de
reserva.
Pedir revisión de
mantenimiento
Vibraciones en la
bomba
Daños mecánicos en
eje, sellos y cojinetes
Corte del Suministro
de Propano por línea
fría por paro de la
bomba.
Pedir revisión de
mantenimiento
Alta presión de
descarga
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 válvula de
recirculación
Pedir aumento de
consumo en Olefinas
Pérdida del nivel de
propanol
Daños en sellos o
fugas
Corte del Suministro
de Propano por línea
fría por paro de la
bomba.
Pedir revisión de
mantenimiento
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CAPÍTULO
VI
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PROCESO L.G.N. I VIGENCIA ACTUALIZADO
SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
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.
2. Equipos asociados al sistema
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
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CAPÍTULO
VI
PAG. 176 de 190
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SISTEMA REFRIGERACIÓN Y ALMACENAJE Mayo - 99 Mayo – 99
- 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.
4. Lista de chequeo Pre-arranque
- 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:
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CAPÍTULO
VI
PAG. 177 de 190
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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.
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CAPÍTULO
VI
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- 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.
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VI
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- 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.
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- 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
Variable Unidad Especificación
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
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Seguridad del sistema (alarmas y disparo)
Protección Unidad Alarma Disparo
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)
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CAPÍTULO
VI
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- 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)
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- 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):
casilla 10actual = casilla 9actual – casilla 9 anterior + casilla 10anterior
- Flujo de propano desde producción acumulado para la hora en
barriles durante la descarga con la relación (casilla 11):
casilla 12actual = casilla 11actual – casilla 11 anterior + casilla 12anterior
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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:
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- 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).
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VI
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8. Tabla de problemas operacionales
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.
PROBLEMAS CAUSAS RIESGOS O
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
Alta temperatura del
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.
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CAPÍTULO
VI
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ANEXO 1
DIAGRAMAS DE FLUJO
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CAPÍTULO
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ANEXO 2
BITÁCORAS OPERACIONALES
PEQUIVEN MANUAL DE OPERACIONES
CAPÍTULO
VI
PAG. 189 de 190
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ANEXO 3
DIAGRAMAS DE PROTECCIONES DE LOS COMPRESORES DE
ALMACENAJE
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CAPÍTULO
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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
GERENCIA DE OLEFINAS
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-LF2 % 40
Nivel en el 3101-LF3 % 0
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:
PETROQUIMICA DE VENEZUELA
GERENCIA DE OLEFINAS
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:
PETROQUIMICA DE VENEZUELA
GERENCIA DE OLEFINAS
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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PETROQUIMICA DE VENEZUELA
GERENCIA DE OLEFINAS
PLANTAS DE LGN EL TABLAZO
CONTROL DE DESCARGA DE BUQUES DE PROPANO