PETROQUÍMICA DE VENEZUELA COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO GERENCIA DE PRODUCCION SUPERINTENDENCIA 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 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 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. regeneración. 3.5 Filtros de partículas y/o polvo F-1/30.
4.
Parámetros a chequear antes del arranque. Sistema Sistema de Deshidratación.
5. 6.
Parámetros a chequear después del arranque. 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 purga de equipos. 8.2 Desplazamiento del nitrógeno nitrógeno con con gas seco de LGN II. II. 8.3 Secado de la caja fría E-30 (con (con metanol). 8.4 Alimentación con gas rico del del V-24 a LGN LGN I. I.
9.
Parada manual de planta LGN I.
10.
Parada para mantenimiento. 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
PROCESO
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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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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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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 TurboExpansor (EC-1).
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La expansión provee la potencia necesaria para el compresor de gas residual (C-1). Estos líquidos al separarse del vapor, en el fondo de la torre de absorción V-30 (Desmetanizadora Fría) sirve como reflujo de la desmetanizadora caliente (V-5). Los fondos de la desmetanizadora fría V-30 son enviados a través de las bombas P-30 A/B hasta la parte superior de la desmetanizadora caliente V-5. La combinación de estas torres separan el componente más liviano (metano) y parte del CO2. El calor del rehervidor para la torre V-5 viene de dos fuentes. A través del enfriamiento de gas de alimentación de la planta en el E-5 y si es necesario, condensando el producto de tope de la torre despropanizadora (V-9) en el intercambiador E-17. Los requerimientos normales de calor se consiguen con la utilización del rehervidor E-5, y no es necesario el paso del producto del tope de la despropanizadora por el rehervidor E-17. El producto de fondo de la desmetanizadora es bombeado a 42 °F como alimentación a la torre desetanizadora V-7. Los vapores provenientes del plato del tope de la desmetanizadora es bombeado a 42 °F como alimentación a la torre desmetanizadora V-7. Los vapores provenientes del plato del tope de la desmetanizadora caliente V-5 alimentan al fondo de la desmetanizadora fría V-30. El gas residual (gas metano) de la desmetanizadora fría V-30 (-111 °F y 222 Psig) se envía hacia el enfriador E-30 donde se calienta hasta 5 °F. El gas metano ahora a una temperatura de 5 °F absorbe calor del gas de alimentación a medida que va pasando por los intercambiadores de calor, gas residual-alimentación, E-4 A/B, E-2 y E-1. Este gas sale de E-1 a 183 Psig y 78 °F, y se comprime hasta 284 Psig en el compresor C-1, el cual es impulsado por el turbo-expansor (EC-1).
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El gas metano se enfría hasta 110 °F y tiene una presión de 250 Psig a los límites de batería. Parte de este gas es utilizado en planta como combustible y otra parte se calienta y circula por las unidades de deshidratación (aprox. 10 MMPCPD).
1.4 Separación de Productos. El fondo de la torre V-5, calienta a la desetanizadora V-7 a través de las bombas P-1 A/B para separar el etano y el dióxido de carbono. El medio de enfriamiento usado en el condensador de tope (E-6) es propano a 32 °F proveniente del sistema de refrigeración mecánica. La fuente de calor en el rehervidor E-7 (Tipo Kettle) es vapor de agua de 30 Psig. El etano vapor sale del tambor de destilado V-8 a 400 Psig y 41 °F. El líquido de fondo de la torre V-7, libre de etano y dióxido de carbono, que sale del rehervidor E-7 alimenta a la torre despropanizadora (V-9). En esta torre también se utiliza vapor de agua como medio de calentamiento en el rehervidor E-9. El propano líquido proveniente del acumulador de reflujo V-10 se suben fría hasta 110 °F en el enfriador E-11, y se entrega a esta temperatura y a 250 Psig en los límites de batería, a las plantas de olefinas o al tanque de propano 3101- F. El butano y los líquidos más pesados salen del despropanizador a 280 Psig y 251 °F. Estos líquidos se expanden a través de una válvula de control (LV-709), hasta 85 Psig y 162 °F, y entran a la desbutanizadora (V-11). El rehervidor de la desbutanizadora (E-16), utiliza vapor de agua de baja presión como medio de calentamiento. El butano líquido se bombea desde el acumulador de reflujo V-12 a través del enfriador E-15 hasta el tanque de almacenamiento de butanos TK-3102 o hacia los tanques de reproceso.
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El producto de fondo de la desbutanizadora es gasolina (pentano +), y se enfría hasta 110 °F en el enfriador E-10, antes de ir hacia el tanque de almacenamiento de gasolina TK-3202 o hacia los tanques de reproceso.
2.
Función La Planta de Procesamiento de Gas de El Tablazo está diseñada para recuperar los líquidos del gas natural (LGN) etano, propano, butano (normal e iso-butano) y gasolina (C5+) de una corriente de 165 MMPCED de gas natural.
Alimentación El gas de alimentación a la Planta tendrá la siguiente composición:
Componente
% Molar
Nitrógeno Dióxido de Carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexano y más pesados
0.32 4.38 73.91 11.69 5.82 1.05 1.73 0.46 0.40 0.24 _________ 100.00
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Azufre Sulfuro de Hidrógeno Agua Presión Temperatura Flujo
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2.4 ppm 12 ppm (máximo) 40 Lbs/MMPCED 840 Psig de 90 °F a 100 °F. 165 MMPCED a 14.65 psia y 60 °F
Etano Composición (en base libre de CO2)
Metano Etano Propano Butano y más pesados Agua Azufre
0.5% mol máx. 96.5% mol máx. 3.0% mol máx. 0.1% mol máx. 5 ppm máx. 5 granos/100 PCE máx.
Condiciones y Cantidades
Presión Temperatura
370 Psig 77 °F
Cantidad Total
508 TM/Día (13.96 MMPCED)
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Propano Composición
Etano Propano Butano y más pesados Agua Azufre
2.0% mol máx. 96.5% mol máx 1.5% mol máx. 20 ppm máx. 10 granos/100 PCE máx.
Condiciones y Cantidades Presión Temperatura
220 psig mín. 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 Temperatura
Ninguna (ASTM D1657) 115 °F máx.
Cantidad
94 gpm a 60 °F (3223 BPD)
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Gasolina (Pentano y más pesados) Butano Temperatura
5% mol máx. 100 °F máx.
Cantidad
48 gpm a 60 °F 1646 BPD
Gas Residual (Gas Metano) Presión Temperatura Cantidad
3.
275 Psig 109 °F 133 MMPCED a 147 Psia y 60 °F
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. Deshidratación.
Sistema de
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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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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Tabla de problemas operacionales PROBLEMAS
CAUSAS
Alta presión de gas Alta presión en el de alimentación en suministro de gas en lechos de tamiz líneas de 16” y 20”. molecular (V-2A o B)
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
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. Proceso de adsorción incompleto (se produce una adsorción). Presencia de humedad y/o hidratos en extracción. Condensación de hidrocarburos.
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).
Baja temperatura del gas de regeneración (saliendo del horno H-1B).
Falla en el horno H- Deficiencia en la 1B. regeneración de los Descontrol en lechos. válvula TCV-110. Alto PPM de humedad en el gas de alimentación a extracción. Taponamiento por hidratos en extracción.
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. 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
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Baja temperatura de Filtración en válvulas regeneración en de gas de tamiz molecular. alimentación V-1 (V1 A) (V-2B) y válvula V-18 de IDEM presurización de los tamices moleculares (V-2 A ó B). Bajo flujo en gas de Falla en válvula Paro del horno H-1B regeneración. PDV-300 (Bajo por bajo flujo. diferencial). Baja temperatura en el gas de regeneración (mala regeneración).
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).
Excesivo Descontrol en calentamiento del válvula TCV-110 tamiz molecular V-2 (alta temperatura en A. gas de regeneración). Descontrol en el tiempo de secuencia.
Daños mecánicos a la estructura del tamiz molecular. Poco tiempo de adsorción (Canalización). Dilatamiento de haz tabular del horno H1B. Daños mecánicos a la estructura del tamiz molecular.
ACCIÓN Chequear recorrido de válvulas en conjunto con el personal de mantenimiento. Parar planta, retirar y/o reparar válvulas. Ajustar setting de PDV-300 a 20 Psig. Colocar control en manual si es necesario, hasta que el personal de mantenimiento solucione la falla.
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alto nivel de líquidos Falla de válvula de Daños mecánicos a la en separador V-1. control de nivel LV- estructura del tamiz 700 y 701. molecular de los V-2 A ó B. Alto PPM de humedad en el gas de alimentación a extracción y taponamiento por formación de hidratos en extracción. Se produce canalización (Poco tiempo de adsorción)
7.
ACCIÓN Abrir v/v del By Pass de los controles de nivel e informar a mantenimiento. Desviar líquidos y gas a la caja fría E30. Calentar tren de enfriamiento si es necesario para parar compresor de refrigeración C-2. Bajar carga en planta hasta resolver problema.
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 controlando 275 °F.
11TC-105
en
posición
automática
25. Colocar el controlador 11FC-507 en manual con una señal de salida de 30%. 26. Ajustar el controlador controlando 245 Psig.
11PC-305
en
posición
automática
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 controlando 195 °F.
11TC-104
en
posición
automática
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
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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 FV505. 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.
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:
11.
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.
Sistema de Distribución de Gas Residual (Estación Reductora V25 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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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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Tabla de Problemas Operacionales ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES DISTRIBUCION DE GAS RESIDUAL
PROBLEMAS
CAUSAS
Alta presión en el gas Bajo suministro de residual de alta gas residual a (Descarga de LGN Enelven y La Pica. II)
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
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 SDV0903 (PDVSA-GAS)
Falla de la SDV-0901 (Gas a Enelven) IDEM
Bajo consumo de gas residual de Enelven.
IDEM
Informar a PDVSAGAS. Abrir válvula de bloque #14 hacia La Paz a través del arco. Abrir manualmente SDV-0901. 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
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alta presión de gas Bajo suministro de Cierre de las SDV de residual de baja. gas residual a La Paz. 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). Bajo consumo de Disparos de PSV a fertilizantes nivel de amoníaco. (problemas de Paros de expansor boosters) y de La EC-1/C-1 y Paz. compresor C-2.
Falla de PCV-453B (Abierta) Baja presión de gas Falla cerrada HV-800 residual de baja. Falla cerrada HV-811 Falla de la PC-4503A (Cerrada)
IDEM Descontrol operacional en plantas del complejo y terceros. Paros de equipos mayores en plantas del complejo y terceros.
ACCIÓN 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. Abrir PCV-315 manualmente hasta resolver problemas en fertilizantes. Aumentar consumo de La Paz (PDVSAGAS) Cerrar v/v aguas debajo de la PCV453B y resolver falla. 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 Paro del EC-1/C-1
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
expansor
IDEM
Falla cerrada de la PCV-453A
IDEM
ACCIÓN Abrir manual PCV453A/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 Abrir válvula manualmente e informar al personal de mantenimiento.
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PROBLEMAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Baja presión de gas Baja presión en gas Bajo suministro a residual de alta. de alimentación. Enelven. Paros de equipos Paro parcial de LGN mayores en Enelven. II (Turbinas y Producción diferida Expansores) de etano y propano.
Cerrada interconexión entre líneas de 16” y 20” (válvulas #31 y 29)
Restricción en válvulas PCV901/902 (Línea vieja y nueva) a nivel del V-24.
IDEM
IDEM
ACCIÓN 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 PCV208 (lentamente) para compensar carga de planta. Abrir válvula de bloqueo #31 y 29 para compensar carga de planta. Abrir v/v del By-Pass de las PCV-901/902. Informar a control de gas para que abran las válvulas
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PROBLEMAS
Paro total de LGN I
CAUSAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Falla cerrada de la Descontrol Abrir v/v del By-Pass válvula de control operacional en PCV-122 e informar PCV-122 (Cerrada) plantas de terceros. 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. Baja presión de gas Descontrol Informar al de alimentación. operacional en coordinador PDVSAProblemas internos proceso de amoníaco GAS y control de gas en LGN I y baja suministro de y control de gas. gas hacia La Paz. 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 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 (CO 2) 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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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 (V30).
Condiciones Operacionales Presión Succión Expansor Presión Descarga Expansor Temperatura de Succión Expansor Temperatura de Descarga Expansor Velocidad de la Unidad en Condiciones Normales
820 Psig 235 Psig 0 °F -84 °F 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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Condiciones Operacionales Presión de Operación: Temperatura de Operación: -160 °F
250 Psig
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 Presión de Descarga del Compresor Temperatura de Succión del Compresor
193 Psig 285 Psig 76 °F
Temperatura de Descarga del Compresor Velocidad de la Unidad en Condiciones Normales
120 °F 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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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 Nivel Mínimo Tipo de Aceite Viscosidad A 100 °F Indice de Viscosidad Presión de Aceite Lubricante Temperatura de Aceite Lubricante Flujo de Aceite Presión Máxima del Aceite Lubricante
125 GAL 21 GAL Aceite de Turbina Liviano 225-275 SSU 75 ó más alto 125 Psig 110 °F 35 G.P.M. 150 Psig
Sistemas de Protecciones Alarma Baja Presión de Aceite Lubricante X Bajo Nivel de Aceite Lubricante X Diferencial de Presión de Aceite al Cojinete Temperatura Alta del Aceite al Cojinete Lado Expansor Temperatura Alta del Aceite al Cojinete Lado Compresor Baja Presión del Gas de Sello Sobre Velocidad del Eje
Paro X
X
X
X X X
X X
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Vibración Radial Cojinete Lado Expansor X Vibración Radial Cojinete Lado Compresor X Alto Nivel Separador de Succión (V-49 X Desplazamiento Axial
Presión Tope Temperatura Tope Presión Fondo Temperatura Fondo
X X X X
224 Psig -86 °F 227 Psig 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 Presión de Operación Temperatura de Operación Capacidad Calórica
Gas Alimentación
Gas Residual
950 Psig 0/-107 °F 17.29 MMBTU/H
350 Psig -111/-4.5 °F
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 H.P = 25 VOLT = 460 A.M.P. = 29.5 VELOCIDAD = 1770 R.P.M.
BOMBA 6 P.M. = 644 6 E = 0.570 Temp. Máx. = -200 °F 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 H.P = 150 VOLT = 440 A.M.P. = VELOCIDAD = 3.600 R.P.M.
BOMBA G P.M. = 0.50 G E = 0.50 Temp. Máx. = -56 °F 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.
PROCESO
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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.
PROCESO
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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)
3.
-
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.
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.
PROCESO
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4.
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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.
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 HV807 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 rata de flujo especificada.
a la
-
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
PROCESO
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-
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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 HIC807, cuando esto ocurra se pasará el selector HIC-807 a la posición automática.
PROCESO
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6.
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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 HV800.
-
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.
PROCESO
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Secuencia Operacional de las Válvulas HV-800/HV-807
0
6
Salida Controlador 0 Psig 3 Psig 6 Psig 9 Psig 12 Psig 15 Psig
7.
9
12
15
Abierta
Cerrada
HV-800 100% HV-800 100% HV-800 50% HV-807 100% HV-807 50% HV-807 10%
HV-807 100% HV-807 100% HV-807 100% HV-800 100% HV-800 100% HV-800 100%
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
PROCESO
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8.
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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.
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 HV800 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.
PROCESO
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9.
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Tabla de Problemas Operacionales ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES EXPANSOR L.G.N. I ROTO FLOW
PROBLEMAS Alta Temperatura. Aceite Lubricante
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Enfriador de Aceite Daños a los Efectuar Medición de Parcialmente Cojinetes, Paro de la AT y AP a través del Obstruido Unidad. enfriador. Efectuar limpieza Contaminación Aceite Hidrocarburos Líquidos
Alto Diferencial de Formación Presión. Hidratos Filtro Succión Expansor
del Daños en los Efectuar Análisis al con Cojinetes por Baja sistema de Viscosidad. Lubricación para chequear viscosidad. Añadir Aceite Nuevo de Pérdida de Eficiencia del Expansor/Compresor por Baja Velocidad.
Colapsamiento del Filtro por Alto Diferencial (sucio)
IDEM
Inyectar Metanol hasta disolver la formación del hidrato. Chequear Proceso de Deshidratación. Parar la Unidad y Reemplazar el Filtro.
PROCESO
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PROBLEMAS Oleaje (Surge)
Compresor Recirculando
CAUSAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Carga del Sistema Daños a los Cojinetes Verificar Carga del Inferior al 70% del Sistema y Garantizar Diseño que esté por encima al 80% del Diseño. Alta Temperatura de Daños en el Cojinete Verificar Acción de Cojinetes Lado Compresor Válvula FV-503 con Personal de Mantenimiento. Verificar Presencia de Aceite en Tomas de Transmisor. Drenar Baja Carga Compresor
10.
CAPÍTU L O II
del Pérdida de Eficiencia del Sistema
IDEM
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.
PROCESO
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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 H.P Volt AMP. Velocidad Máx
11.
15 460 37.5 3515
Bomba G.P.M. G.E. Temp. Máx. Veloc. Máx Presión Descarga
325 0.507 42 °F 3550 445 Psig
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 TCV102. 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.
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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:
13.
-
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.
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.
PROCESO
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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 precalentamiento 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 Válvula de Seguridad en Bomba P-3A Setting Válvula de Seguridad en Bomba P-3B Setting Suiche de Paro por Bajo Nivel en V-8 Alarma de Alto Nivel en Tambor V-8 Alarma de Alto Nivel en Rehervidor E-7 Alarma de Bajo Nivel en Rehervidor E-7 Sistema de Detección de Gas Sistema de Detección de Fuego
15
450 Psig 600 Psig 600 Psig 20% 75% 15%
Parámetros a chequear después del arranque. -
Nivel del Rehervidor E-7 Nivel del Acumulador V-8 Temperatura de Fondo de V-7
65% 50% 190 °F
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Temperatura de Tope de V-7 Presión de la Torre V-7 Nivel de Propano del Condensador E-6 Presión en Cabezal de Vapor de Baja
48 °F 405 Psig 65% 35-40 Psig
Parámetros a chequear en proceso normal. -
17.
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Nivel del Rehervidor E-7 Nivel del Acumulador V-8 Temperatura de Fondo de V-7 Temperatura de Tope de V-7 Presión de la Torre V-7 Composición del Producto de Tope de la Torre Composición del Producto de la Torre
65% 50% 190 °F 48 °F 405 Psig 1.96% de C3 0.70 de C2
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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Tabla de Problemas Problemas Operacionales ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES OPERACIONALES SISTEMA DEETANIZADOR
PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alta presión en la Falla de la válvula Disparo de válvulas torre deetanizadora PCV-304 cerrada. de seguridad. V-7 Emanación de gas al ambiente.
Alta temperatura tope Bajo reflujo al tope de torre de la torre. deetanizadora V-7
Gasificación de bombas de reflujo P3 A/B.
Baja temperatura de Falla de la válvula fondo de la torre 11TC-102 cerrada deetanizadora
Bajo nivel en tambor Falla de la válvula acumulador V-8. 11LC-708 cerrada.
ACCIÓN
Abrir v/v By-Pass de PCV-304. Chequear con personal de MTTO el controlador 11PC304. Productos fuera de Chequear niel de especificación. propano en condensador E-6. Aumentar velocidad al compresor C2. Poner en servicio la IDEM bomba de reserva. Abrir venteos de la bomba que estaba en operación para desgasificarla. Producto de fondo Abrir manualmente fuera de la v/v por operador especificación. local (volante). Disparo de válvulas Chequear con RV en torre personal de MTTO. depropanizadora. Producto fuera de Abrir la v/v por especificación en operador manual para tope de torre normalizar el nivel de deetanizadora por propano en bajo reflujo. condensador E-6. Chequear con personal de MTTO.
PROCESO
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PROBLEMAS
CAUSAS Bajo nivel propano condensador E-6
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RIESGOS O CONSECUENCIAS de en
ACCIÓN
Agregar propano al IDEM sistema de refrigeración C-2 hasta normalizar los niveles requeridos. Cero reflujo al tope Falla de la válvula Producto fuera de Notificar a de la torre 11FC-509 cerrada. especificación por coordinación para ver deetanizadora V-7 alto contenido de si van a consumir pesados. 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 Parar la bomba que servicio no bombea IDEM está en servicio, abrir los venteos y purgar la misma. Poner en servicio la bomba que está disponible.
PROCESO
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20.
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Sistema Depropanizador 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 por 40 platos con copas copas de burbujeo para garantizar un buen fraccionamiento fraccionamiento de estos componentes. componentes.
20.2.2 Condensador de Producto Producto de Tope (E-8) Este sistema tiene la función de condensar parte del producto del tope de la torre de la destilación destilación V-9 para garantizar garantizar líquido para para su reflujo. La fuente para intercambio de calor es agua proveniente del sistema de la planta de Olefinas I.
PROCESO
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20.2.3 Rehervidor de Fondo Fondo (E-9) Este sistema provee el calentamiento necesario en el fondo de la torre de destilación para para lograr la separación del propano propano de la corriente de fondo.
20.2.4Tambor Acumulador 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 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 H.P Volt AMP. Velocidad Máx
25 440 31 3535
Bomba G.P.M. G.E. Temp. Máx. Veloc. Máx Presión Descarga
380 0.508 129 °F 3535 317 Psig
PROCESO
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21.
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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.
PROCESO
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21.4 Enfriador de Producto (E-11) -
Verifique que las válvulas de entrada y enfriamiento estén totalmente abiertas.
salida de agua para
-
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)
22.
-
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.
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 FCV507 para iniciar el calentamiento de la torre depropanizadora.
PROCESO
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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 Temperatura del tope de la torre depropanizadora Presión de la torre depropanizadora
24.
251 °F. 134 °F. 245 Psig.
Parámetros a chequear en proceso normal Nivel de la torre depropanizadora 50%. Temperatura del fondo de la torre depropanizadora Temperatura del tope de la torre depropanizadora Presión de la torre depropanizadora Composición producto de tope de la torre Composición producto de fondo de la torre
251 °F. 134 °F. 245 Psig. 1.24% C2 3.2% C3
PROCESO
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25.
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Tabla de problemas operacionales ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES AREA SISTEMA DEPROPANIZADOR
PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alta presión en la Falla de la válvula Disparos de v/v de torre PCV-305 cerrada. seguridad. depropanizadora V-9. Emanación de gas al ambiente.
Alta temperatura tope Falla de la válvula Producto fuera de de torre 11TC-103 cerrada. especificación por depropanizadora V-9. alto contenido de pesados.
Gasificación de las bombas P-4 A/B. IDEM Baja temperatura en Falla de la válvula Producto fuera de fondo de la torre 11FC-507 cerrada. especificación por depropanizadora V-9. alto contenido de livianos.
ACCIÓN Abrir v/v By-Pass de PCV-305. Chequear con personal de mantenimiento el controlador 11PC305. 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. Poner en servicio la bomba disponible para normalizar la condición de reflujo. 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
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Bajo nivel en tambor Deficiencia de Producto fuera de Alinear el enfriador acumulador V-10. enfriamiento en especificación. E-8 disponible para condensador E-8. Paro sucesivos de mejorar la bombas de reflujo. condensación. Preparar para efectuarle limpieza al intercambiador que estaba en operación. Alta presión en torre Falla de la TCV-10 C Producto fuera de Abrir v/v By-Pass a depropanizadora V-9 cerrada. especificación. TCV-10 C. Disparo de v/v de Chequear con seguridad al personal de ambiente. mantenimiento Loops 11TC-101 asociados a TCV-101C Bajo reflujo a torre Gasificación de Producto fuera de Poner en servicio depropanizadora V-9 bomba P-4 A/B. especificación. 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.
PROCESO
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REFRIGERACI ÓN Y ALM ACENAJE
PEQUIVEN
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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.
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)
PROCESO
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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.
PROCESO
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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 R.P.M. Volé AMP. HP
3510 440 19 15
Bomba G.P.M. G.E. Tema. Máx. Presión Descarga
275 0.578 150 °F 125 Psig
Seguridad del Equipo (Alarmas y Disparos) Válvula de Seguridad en Torre Desbutanizadora Setting Válvula de Seguridad en Enfriador E-14 Lado Agua Setting Válvula de Seguridad en Enfriador E-15 Lado Agua Setting Válvula de Seguridad en Enfriador E-10 Lado Agua Setting Alarma de Alto Nivel en Torre Desbutanizadora Alarma de Bajo Nivel en Torre Desbutanizadora Parada de Bomba P-5 A/B por Bajo Nivel en V-12
30.
125 Psig 100 Psig 100 Psig 100 Psig 75% 20% 10%
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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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.
PROCESO
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ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES SISTEMA DEBUTANIZADOR V-11 31.
Tabla de Problemas Operacionales
PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alta presión torre Falla de la v/v PCV- Disparo de v/v de debutanizadora V-11 306 cerrada seguridad. Emanación de gas al ambiente.
Alto nivel de torre Falla de la v/v LCV- Producto fuera de debutanizadora V-11 711 cerrada. especificación por inundación de la torre.
Baja temperatura en Falla de la v/v TCV- Producto fuera de fondo de la torre 104 cerrada especificación por desbutanizadora alto contenido de livianos
Cero reflujo al tope Falla de la válvula de la torre FCV-509 cerrada desbutanizadora V11
Producto fuera de especificación por alto contenido de pesados.
ACCIÓN Abrir v/v By-Pass de PCV-306 y controlar la presión manualmente. Chequear con MTTO el controlador 11PC306. Abrir v/v de By-Pass de LCV-711 y normalizar el nivel. Chequear con MTTO el controlador 11LC711. Abrir By-Pass de TCV-104 y controlar la temperatura del fondo de la torre. Chequear con MTTO el controlador 11TC104. Ajustar temperatura de fondo. Alinear producto butano a reproceso hasta normalizar la situación Chequear con MTTO el controlador 11FC509.
PROCESO
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PROBLEMAS
CAUSAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Paro de bomba de reflujo P-5 A/B
Ajustar temperatura IDEM de fondo de la torre V-11. Poner en servicio la bomba P-5 disponible. Alinear producto a reproceso. Bajo nivel en tambor Presencia de Paro sucesivo de la Abrir v/v de venteo acumulador de productos livianos en bomba de reflujo. de V-12 para reflujo V-12 el butano. Producto fuera de desalojar los livianos. especificación 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
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CAPÍTULO III Sistema de Refrigeración con Propano (C-2) 1.
Función: Este sistema tiene como objetivos principales enfriar el gas de alimentación en el intercambiador E-3 para condensar los hidrocarburos pesados (C3; C4; C5) de esta corriente y condensar parte del producto del tope de la torre desetanizadora para obtener una corriente líquida que actúe como reflujo y que garantice una buena calidad del producto de tope de dicha columna.
2.
Funcionamiento El sistema de refrigeración está compuesto por los siguientes equipos asociados, una turbina a vapor; una caja multiplicadora, un compresor, un condensador y un tambor acumulador de líquido.
2.1 Turbina a Vapor Esta unidad proporciona la energía requerida para el compresor (2875 caballos de fuerza), transformando la energía del vapor en energía mecánica.
2.2 Caja Multiplicadora Llena una sola función, la de transmitir la energía requerida del compresor, desde la velocidad de operación de la turbina (5.000 R.P.M.), hasta la velocidad requerida por el compresor (12.561 R.P.M.).
PROCESO
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2.3 Condensador de Descarga Recibe la presión alta y el refrigerante de temperatura correspondiente alta cuando se descarga del compresor. Dentro del condensador de calor se transfiere del refrigerante a 5.450 G.P.M. de agua para enfriamiento en 90 °F circulada a través de los tubos. La extracción del calor continúa hasta que la temperatura del gas baje a la temperatura que corresponda a su presión bajo la relación de presión/temperatura, es decir 110 °F. En este punto, el refrigerante se despoja de su calor latente y se transforma en un líquido. El monto de calor actualmente extraído en el proceso de condensación es el exceso del monto del calor que el refrigerante había absorbido en los intercambiadores.
2.4 Tanque Flash Este sistema tiene como función mantener un sello de líquido entre el condensador de descarga y el tanque acumulador de refrigerante. El refrigerante líquido fluye desde el condensador a una cámara de flotación vertical que está equipada con un sistema de válvula neumática para controlar un nivel. Esta válvula crea una expansión del refrigerante que está ubicado entre la cámara de flotación y el recipiente economizador.
2.5 Tanque Acumulador de Refrigerante (V-20) El recipiente economizador tiene una doble función. Durante los períodos de operación, este recipiente aumenta la eficiencia de la operación del sistema, enfriando repentinamente al refrigerante en líquido alimentándolo hacia los intercambiadores de calor.
PROCESO
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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.
PROCESO
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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 TV1 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.
PROCESO
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4.
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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.
Parámetros a chequear antes del arranque 4.1 Sistema de Vapor
5.
-
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.
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.
PROCESO
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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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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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Si las condiciones del sistema están normales, entonces se procederá a ejecutar el tercer y último paso del arranque de la unidad (IDLE3).
-
En este paso la turbina de vapor alcanzará la velocidad mínima de operación (4.250 R.P.M.) pasando por su velocidad crítica (3.5003.800 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 Velocidad de la Turbina >2.500 R.P.M.
<80#
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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 -
Baja Presión de Aceite Suministro al Compresor Bajo Diferencial de Presión de Aceite Baja Presión de Succión Alta Presión de Descarga Alta Temperatura Temperatura Descarga
Alarma
Paro
COP
45 Psig
30 Psig
CAOP 2 PC HP
30 Psig
35 Psig
240 Psig
300 Psig 250 Psig
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Alta Temperatura de Aceite al Compresor Alto Nivel de Líquido en Economizador Economizado r 3HLL Alto Nivel en Condensador Condensador Desetanizador 2HLL Alto Nivel en Enfriador Gas de Alimentación 1HLL Vibración en Turbina Lado Gobernador 2 Vibración en Turbina Lado Acople 2 Vibración en Caja Engranaje 1 Vibración Cojinete Delantero Compresor Vibración Cojinete Trasero Compresor 3 Desplazamiento Axial del Compresor Compresor 10 Válvula de Seguridad en Línea de Succión 1era Etapa 4969 Válvula de Seguridad en Línea Succión 2da Etapa 4974 Válvula de Seguridad en Descarga del Compresor (E-18) Válvula de Seguridad Economizador (V-20)
175 Psig
185 Psig 75% 75% 75% 3 3 1.5
4 12 200 200 250 Psig 250 Psig
Condiciones Operacionales Esperadas -
Carga del enfriador de alimentación Carga del condensador desetanizador Temperatura enfriador de alimentación
1025 Lbs/Min 1471 Lbs/Min 0 °F
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6.
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Temperatura condensador desetanizador Presión de Succión del Compresor Presión entre 1° y 2° Impulsor Presión entre el 2° y 3° Impulsor Presión de descarga del Compresor Compresor Velocidad del Compresor Temperatura de Condensación Condensación Temperatura del Propano en Economizador Economizador Flujo de Agua al Condensador Condensador Temperatura de Salida de Agua del Condensador Condensador
32 °F 22.1 Psig. 48 Psig 102.5 Psig 199.7 Psig 12.561 R.P.M. 110 °F 66 °F 5450 G.P.M. 102 °F
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. 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 debe ser lo más lenta lenta posible para para evitar que el compresor entre en surge bruscos.
-
Continuar cerrando la válvula manual hasta observar que la turbina se haya contenido por completo.
PROCESO
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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). (Auxiliar).
-
Si la parada del sistema es mayor a 2 horas abrir los drenajes de la carcasa del compresor para evitar acumulación de líquidos.
Operaciones a Efectuar en Paro Automático 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 sala de control. Nota: El operador de campo no reseteará el sistema hasta que el supervisor de turno verifique 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 co rrectivos del caso y dejar la unidad disponible para entrar en operación nuevamente.
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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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Tabla de Problemas Problemas Operacionales ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES COMPRESOR DE REFRIGERACIÓN C-2 PROBLEMAS
CAUSAS
en Alto T entre la Aire Temperatura del Condensador. Condensador con respecto al Propano Refrigerante.
RIESGOS O CONSECUENCIAS el Baja Condensación de Propano Refrigerante. Alta Presión de Descarga del Compresor.
Presión Alto T en el Agua Bajo Suministro de Alta al Descarga. de Enfriamiento con Agua una Presión en el Condensador. Enfriador Normal. Alta Presión Descarga Compresor.
de Ensuciamiento del Condensador.
Alta Temperatura del Sistema Propano Refrigerante sobrecargado. en el E-6.
Oleaje (Surge)
ACCIÓN Purgar el Sistema del Agua de Enfriamiento en el Condensador por válvulas manuales.
de Incrementar la Cantidad (Flujo) de Agua al Condensador.
del Paro de la Unidad.
Baja Eficiencia en el Condensador de Producto de Tope de la Torre Desetanizadora.
Efectuar Limpieza al Condensador.
Verificar que los álabes estén totalmente abiertos sin sobrecargar el compresor, Aumentar R.P.M. de la Turbina.
Carga Insuficiente Daños a los Cojinetes Verificar Flujo de del Compresor. 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
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Baja Presión de Espuma en el Aceite. Baja Lubricación a Aceite Lubricante. los Cojinetes, con posibles daños mecánicos.
Verificar el estado del Aceite por Presencia de Hidrocarburos. Reemplazado del Aceite en Línea.
Alta Temperatura de Enfriadores de Aceite Baja Viscosidad de Aceite Lubricante. Sucios. Aceite Posible, Falta en Lubricación de Cojinetes.
Parar el Sistema y Realizar Servicio a los Enfriadores Lado agua de Enfriamiento.
Alto Consumo Aceite
de Válvula Cerrada en Baja Lubricación a Verificar Posición de Línea Ecualizadora. los Cojinetes. la Válvula de Ecualización y Abrirla Lentamente hasta Observar que el Consumo de Aceite haya Cesado. Baja Presión de Filtros del Sistema Paro del Sistema de Reemplazo de Aceite en la Turbina. Obstruidos Refrigeración Elementos Filtrantes. Obstrucción Parcial del Enfriador de Aceite.
IDEM
Programar una Parada para Efectuar Limpieza del Enfriador.
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PROBLEMAS Vibración Compresor
en
Oleaje
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
el Mal Funcionamiento Daños en Cojinetes. de la Válvula de Control de Nivel de Paro de Equipos. Flash Tank.
Presencia de Aceite Baja Transferencia en Sistema de Calor. Refrigerante E-3/E-6.
Alto Nivel de Poca Area para la Refrigerante en Vaporización. Intercambiadores Posible Arrastre de E-3/E-6. Líquidos. Baja Temperatura en Mal Funcionamiento Excesiva Inyección las succiones de 1era de los Controladores de Líquidos en las y 2da etapa. xxTC-201 y 202. Etapas de Succión.
Disparos del Sistema Descalibración por Sobre Velocidad. Válvula Valtek.
ACCIÓN Verificar el Funcionamiento del Sistema de Control de Nivel con Personal de MMTO. Si es necesario parar el Compresor. Drenar los Puntos Bajos de los intercambiadores E-3 y E-6 para eliminar el Aceite Acumulado. Verificar en sitio si la indicación de nivel es correcta. Realizar ajuste al Nivel si es necesario. Verificar en sitio la Actividad del Sistema. Realizar ajustes a los Controladores con MTTO.
de Daños Mecánicos al Verificar en Sitio Sistema. 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
PROCESO
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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 (H 2S) 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 (V23). 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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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 (E23), 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 E22, 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.
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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 (H 2S) 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 (CO 2), 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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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) b) c) d) e) f) g)
Control de Presión del V-23 (PV-317) = 80 Psig. Control de Presión Torre Despojadora V-16 (PV-318) = 10 Psig. Control de Presión Etano a Torre V-15 (PV-490) = 350 Psig. Control de Nivel Torre V-15 (LV-715) = 50%. Control de Nivel del V-23 (LV-716) = 30%. Control de Nivel de los Hornos H-2 A/B, H-3 (LV-718/719) = 60%. 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 V15.
-
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.
5.
-
Válvula de Seguridad Torre V-15= 450 Psig.
-
Válvula de Seguridad Torre V-16= 25 Psig.
-
Extinguidores manuales
-
Hidrantes.
-
Sistema contra incendio.
Parámetros a chequear antes del arranque. 1.
Ajustar al controlador 11LC-715 en 50%.
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2.
Ajustar el controlador 11LC-716 en 50%.
3.
Ajustar el controlador 11PC-317 en 80 Psig.
4.
Ajustar el controlador 11PC-318 en 15 Psig.
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.
PROCESO
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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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
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8.
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VIGENCIA
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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.
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.
PROCESO
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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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
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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.
PROCESO
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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.
PROCESO
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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)
PROCESO
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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.
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Tabla de Problemas Operacionales ACCIONES A TOMAR PROBLEMAS OPERACIONALES SISTEMA DE TRATAMIENTO DE ETANO D.G.A.
PROBLEMAS
CAUSAS
Alta presión Formación diferencial en torre espuma. absorbedora V-15.
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
de Arrastre de D.G.A. Agregar anti por tope de torre espumante. absorbedora V-15. Bajar carga de etano. Desviar si es necesario el etano hasta normalizar el sistema. Presencia de Desviar el etano a hidrocarburos gas residual. líquidos en torre VIDEM Verificar nivel en 15. tambor V-8. Agregar antiespumante. Bloquear el E-21 para calentar la D.G.A. Poner en servicio el filtro de carbón. Alto nivel en torre Falla de la válvula Inundación de la Abrir válvula de Byabsorbedora V-15. LCV-715 cerrada. torre. Pass de LCV-715. Arrastre de D.G.A. Chequear con Pérdida de mantenimiento especificación de controlador 11LCetano. 715. Bajo flujo de D.G.A. Falla de la válvula Pérdida de la Abrir válvula de Bya V-15. FCV-511 cerrada. especificación del Pass de FCV-511. etano por alto Chequear con contenido de CO2. mantenimiento controlador 11FC511.
PROCESO
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PROBLEMAS
CAUSAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alta presión en Falla de válvula Alta presión en separador de flash LCV-715 abierta. separador V-23. V-23. Disparo en válvula de seguridad. Colapsamiento de filtros.
Alto nivel separador V-23.
Falla de la válvula PCV-317 cerrada. IDEM del Alto diferencial Arrastre de D.G.A. depresión en filtro F- por válvula de 3 o F-3 A. control de presión PCV-317.
Falla de la válvula LCV-716 cerrada.
IDEM
Alta presión en torre Falla de la válvula Disparo de válvulas despojadora V-16. PCV-318 cerrada. de seguridad de V-16 al ambiente.
Baja presión en torre Falla de la válvula Paro de la despojadora V-16. PCV-318 abierta. recirculación de D.G.A. por bajo nivel en V-22.
Bajo nivel en hornos Falla de la válvula Daños al tubo del de regeneración H-2 LCV-716 cerrada. quemador. A/B. Paro de planta por bajo nivel.
ACCIÓN Rstringir válvula manual aguas debajo de LCV-715. Chequear con mantenimiento controlador 11LC715. Abrir válvula de ByPass de PCV-317. Desviar el filtro que esté en operación. Alinear filtro disponible. Reemplazar elementos tapados. Abrir válvula de ByPass de LCV-716. Chequear con mantenimiento el controlador 11LC716. Abrir válvula de ByPass de PCV-318. Chequear con mantenimiento el controlador 11PC318. Restringir válvula aguas debajo de PCV-318. Reestablecer la presión del sistema. Arranque de planta. Abrir válvula de ByPass de LCV-716. Normalizar niveles en hornos H-2 A/B.
PROCESO
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Alta temperatura en Descontrol del Pérdida de D.G.A. hornos H-2 A/B. sistema de gas por vaporización. combustible 11TC105 A.
Colocar en manual el controlador 11TC105 A y ajustar la temperatura. Chequear con mantenimiento. Baja temperatura en Falla del controlador Mala regeneración de Colocar en manual el hornos H-2 A/B. / transmisor 11TC- la amina. controlador 11TC105. 107 A y ajustar la salida de la válvula hasta normalizar la temperatura. Bajo nivel en tambor Falla de la válvula Paro de planta de V-22. LCV-718 cerrada. D.G.A. por bajo nivel. Pérdida de etano por CO2.
Alta temperatura Falla de la válvula Degradación de la regenerador H-3. TCV-107 abierta. D.G.A. por alta temperatura.
Bajo nivel de D.G.A. Falla de la válvula Disparo del horno en regenerador H-3. LCV-719 cerrada. por bajo nivel. Daños en el tubo del quemador.
Agregar condensado de vapor. Abrir válvula de ByPass de LCV-718. Chequear con mantenimiento el controlador 11LC718. Restringir válvula manual de entrada de gas combustible. Colocar en manual el controlador 11TC140 y ajustar la salida hasta normalizar la temperatura. Abrir válvula ByPass de 11LC-719. Abrir válvula manual para inyectar condensado de vapor. Chequear con mantenimiento el controlador 11LC719.
PETROQUÍMICA DE VENEZUELA COMPLEJO ZULIA - EL TABLAZO GERENCIA DE OLEFINAS
CAPÍTULO V
PROCESO
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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.
PROCESO
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3.1
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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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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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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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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, 11TI226, 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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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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Seguridad del Equipo Válvula de Seguridad Setting Alarma por Alta Presión Setting Alarma por Baja Presión Alarma por Alta Nivel Alarma por Bajo Nivel Controlador de Presión TAG # 11PC-248 Controlador de Nivel TAG # 11LC-250
60 Psig 70 Psig 35 Psig 85% 20%
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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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.V521. 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.V247 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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1.5 Acondicionamiento de la línea de condensado de vapor desde SV3, 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.V241 hasta la D.M.V-244.
5.
Acondicionamiento de la torre estabilizadora SV-1 hasta la D.M.V246.
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 SE3, 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.
PROCESO
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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 11PC251. 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.
PEQUIVEN PROCESO
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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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Nota:
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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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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.
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 de 600 600 # 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 recirculación SP-2 si está en servicio.
Paro de Emergencia de Planta Estabilizadora Estabilizadora 1.
Cerrar la válvula principal de condensado hidrocarburos D.M.V253.
2.
Alinear los líquidos del separador separador V-24C al pag-line o fosa fosa de quema en Puerto Miranda.
3.
Cierre la válvula manual del cabezal de vapor de 600 600 Psig Psig a la unidad productora de vapor saturado.
4.
Alinear el producto producto del fondo de la torre SV-1 SV-1 al sistema de reproceso.
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Tabla de Problemas Problemas Operacionales ACCIONES A TOMAR ANTE PROBLEMAS OPERACIONALES OPERACIONALES SISTEMA DE MANEJO Y ESTABILIZACIÓN DE CONDENSADOS PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Alto Nivel en Falla de la válvula de Pase de líquido al Abrir By-Pass de la Separador V-24 A control de nivel separador de válvula de control Hidrocarburos 11LC-24 A1 alimentación de 11LC-24 A1. L.G.N. I Chequear con personal de MTTO funcionamiento del sistema de control. Alto Nivel en Falla de la válvula de Pase de líquido al Separador V-24 B control de nivel separador de IDEM Hidrocarburos 11LC-24 B1 alimentación de L.G.N. II Alto nivel de la bota Falla de la válvula de Arrastre de agua al Abrir By-Pass de la de agua del separador control de nivel de la separador V-24C con válvula de control. V-24 A bota 11LC-24 A2 posible pase al Chequear con sistema de personal de MTTO estabilización funcionamiento del sistema de control. Alto nivel de la bota Falla de la válvula de de agua del separador control de nivel de la V-24 B bota de agua 11LCIDEM IDEM 24 B2 Alto Nivel de Falla de la válvula de Inyectar líquido al Abrir By-Pass de la líquidos control de nivel de sistema de gas a válvula de control. Hidrocarburos en hidrocarburos 11LC- Enelven o sistema de Alinear el gas a la V-24 C. 24 C1 gas combustible al fosa de quema hasta Complejo. normalizar la situación. Chequear con personal de MTTO.
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PROBLEMAS
CAUSAS
Alto nivel de bota de Obstrucción por agua del separador salida del filtro de la V-24 C válvula de control de nivel de la bota 11LC-24 C2. Falla del sistema de control de nivel de agua por descalibración.
Alta presión en Falla de la válvula de separador V-24 C control de presión del separador
Pérdida del sello de líquido de los separadores V-24 A/B, V-1, V-13.
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Pasar agua libre al Abrir By-Pass de la sistema de válvula de control. estabilización de Retirar y limpiar el líquido. filtro de la válvula de control. Abrir By-Pass de la válvula de control. IDEM Chequear y recalibrar con personal de MTTO el transmisor de nivel de la bota de agua Disparo de válvula de Abrir By-Pass del seguridad con separador y alinear venteos de gas al los líquidos al pagambiente. line o complejo hasta normalizar la situación. Verificar cual de los separadores está IDEM dando problemas con pase de gas al sistema del separador V-24 C Abrir By-Pass de la válvula de control o IDEM abrir desvío del separador V-24 C Alinear los líquidos al Pag-Line.
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alto diferencial de Obstrucción de Bajo flujo de presión de filtro elementos filtrantes alimentación a torre coalescentes SF-1 estabilizadora SV-1 A/B 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 11LC240/240 A
Arrastre de agua libre al sistema de estabilización de condensado.
Baja temperatura en Falla de la válvula condensado de abierta 11TC-241. alimentación a torre SV-1
Enfriamiento de la torre SV-1. Consumo excesivo de vapor. Probable contaminación del producto de fondo.
Alta temperatura en Falla de la válvula condensado de 11FC-241 A abierta. alimentación a torre SV-1
Calentamiento excesivo en el producto del tope de la torre.
ACCIÓN Poner en operación el filtro que está disponible. Reemplazar elementos filtrantes. 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. 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. 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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CAUSAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Bajo flujo de Falla de la válvula alimentación de 11FC-244 cerrada. condensado a torre SV-1.
Pérdida de nivel en la torre SV-1. Pérdida de especificación del producto de fondo. Alta presión en torre Falla de la válvula Disparo de válvula de estabilizadora SV-1. 11PC-246 cerrada. seguridad. Quema de producto. Sobre presión en torre estabilizadora.
Alta presión de vapor Falla de la válvula de Disparo de válvula de en sistema de vapor control de presión seguridad al saturado. 11PC-251 abierta. ambiente. Sobre presión a rehervidores de fondo de la torre SV-1. Alta temperatura del Falla de la válvula Sobre calentamiento vapor saturado. 11TC-249 cerrada. del haz tabular de los rehervidores SE-4 A/B.
Falla de la bomba de condensado de vapor SP-1 A/B. IDEM
ACCIÓN Abrir By-Pass de la válvula 11FC-244.
Abrir By-Pass de la válvula de control de presión 11PC-246. Chequear con personal de MTTO la operatividad del sistema de control. Restringir válvula manual aguas arriba de 11PC-251 hasta mantener 300 Psig. Chequear con personal de MTTO operatividad del sistema de control. Abrir By-Pass de la válvula de control 11TC-249 para garantizar flujo de condensado de vapor. Chequear con personal de MTTO. 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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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Alta presión en Falla de la válvula de Disparo de válvula de tambor recolector de control 11PC-248 seguridad al condensado de vapor. cerrada. ambiente sobre presión en tambor recolector de condensado.
Bajo flujo de vapor a Falla de la válvula de Producto fuera de rehervidores SE-4 control 11FC-247 especificación por A/B. cerrada. baja temperatura en fondo de torre SV-1.
Alta temperatura del Parada del enfriador Puede generar altas producto SE-3. presiones si está estabilizado. alineado para reproceso.
ACCIÓN 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 Abrir By-Pass de la válvula de control 11FC-247. Chequear con personal de MTTO operatividad del sistema de control. Colocar mangueras con agua de servicio para enfriar es producto. Alinearlo a la torre V-9. Chequear arrancador del motor.
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PROBLEMAS
CAUSAS Falla de la válvula de control de temperatura 11TC242 abierta.
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Restringir el flujo por la línea caliente y IDEM 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 Falla de la válvula de Inundación de la Abrir By-Pass de la estabilizadora SV-1. control 11LC-245 torre estabilizadora. válvula de control cerrada. Producto fuera de 11LC-245 y tratar de especificación. 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
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CAPÍTULO VI Sistema de Refrigeración de Almacenaje 1.
Función Unidad de refrigeración de propano 3101-L está provista con dos compresores de refrigeración centrífugos marca York (3101-LJ1/3101LJ2), 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 3101LF1. Este tambor opera a 40 °F y 71.3 psig con un control de presión era (PC-001) de los vapores que van a la succión de la 3 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.
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El líquido de este tambor de expansión; se usa también para el enfriamiento de los vapores que entran al tambor de expansión a presión atmosférica 3101-LF3 a través de la válvula de control de temperatura TCV-001. Los vapores de propano que se utilizan como refrigerante en los intercambiadores de butano 3202-C y 3203-C retornan al tambor de expansión de baja presión. Los vapores del tanque de almacenamiento de propano se unen con el flujo de recirculación de la descarga del compresor para entrar al tambor de expansión atmosférico 3101-LF-3, el cual opera a -49 °F y 3 in H 2O 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. da
ra
La succión de la 2 y 3 etapa tienen un control de flujo mínimo (FC002/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.
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Equipos asociados al sistema EQUIPO 3101 LJ1/LJ2
DESCRIPCION
CARACTERISTICAS
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 Vertical y opera a 71.3 psig y 40 °F. presión 58” DE * 9’ ALTO
3101 LF2
Tambor de expansión de baja Vertical y opera a 19.8 psig y – 16 °F. presión 54” DE * 9’ ALTO
3101 LF3
Tambor de expansión presión atmosférica
3101 LO
Tambor piloto
a Vertical y opera a 3 inH2O y -49 °F. 48” DE * 8’ ALTO Horizontal y opera a 305 psig y 113 °F. 30” DE * 5’ LARGO
3101 F
Panel Local de Monitoreo
Tanque de almacenamiento
15000 toneladas de capacidad, a condiciones de almacenamiento 10 inH2O y – 49 °F
Indicación local de variables, Marca Bently Nevada. Indicación de alarmas y disparos del sistema alarmas y disparos de vibraciones, nivel, temperatura y presión del sistema
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3.
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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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-
Verificar operatividad del sistema de control de nivel del tanque receptor (LV-1), y de los tambores de succión de 2 da y 3ra etapa LV3102 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 TCV001 en el tambor de expansión atmosférico 3101-LF3.
-
Verificar operatividad de los sistemas de control de presión en los da ra tambores de succión de 2 y 3 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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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
4.
-
Verificar que los puntos de venteo del condensador 3101-LC1 estén cerrados.
-
Verificar que todos los sistemas de alivio estén disponibles y operativos.
Parámetros a chequear antes del arranque ra
da
-
Verificar los niveles en los tambores de succión de 3 éstos no deben ser mayor a 40%.
y 2 etapa,
-
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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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 ALABES 3 HGV -
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3 Psig
9 Psig
15 Psig
10% Abierta
50% Abierta
100% Abierta
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 .
PROCESO
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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. ra
da
-
Ajustar los controladores de presión de 3 y 2 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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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 3 ra, da ra 2 y 1 , colocar los controladores 11PC-001/002/004 en automático.
-
Cierre los drenajes del casco del compresor.
-
Si el tambor de 3 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 11PC3100, 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.
ra
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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Parámetros a chequear en proceso normal Variable
Carga de Vapores del 3101-F al 3101-LF3 Carga de Líquido de L.G.N. I al 3101-LF1 Carga de Líquido del 3101-LF1 al 3101-LF2 ra Temperatura de Succión 1 Etapa Temperatura en Tambor 3101-LF1 Temperatura en Tambor 3101-LF2 Presión de Descarga del Compresor Velocidad del Compresor Flujo de Agua al Condensador 3101-LC1 Temperatura de Salida de Agua
Unidad
Especificación
Lb/h Lbs/h Lbs/h °F °F °F psig Rpm Gpm °F
7988 49300 97448 -49 40 -16 315 11450 4635 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 3101LF1 (PSV-2)
Psig
-
300
Válvulas de seguridad en tambor 3101LF2 (PSV-3)
Psig
-
250
Válvulas de seguridad en tambor 3101LF3 (PSV-4)
Psig
-
300
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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 l a 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.
-
-
8.
Por último, pulsará el botón de parada del sistema y permanecerá en el sitio hasta que el motor se haya detenido totalmente.
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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-
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.
9.
-
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.
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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-
Abrir los puntos de drenaje en los tambores de succión 3101LF3/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 da la 2 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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Tabla de problemas operacionales
PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Ondeo en el Insuficiente Carga de Daños a los Cojinetes Alinear Propano de Compresor (Surge) Refrigerante Producción de LGN I/II Alto Nivel en Daños a los Revisar con MTTO Separadores de Cojinetes. y/o control de Succión. proceso, controladores de nivel y realizar ajustes. Válvulas de Daños a los Cojinetes Revisar con MTTO recirculación los transmisores de recibiendo falsa señal flujo. de flujo o Revisar desentonadas. funcionamiento y entonamiento de las válvulas 1/2/3HGV. Válvula de control de Daños a los Cojinetes Colocar en manual y nivel (LV-1) del ajustar un 50% de tambor piloto 3101nivel. LO inestable. Parar la unidad y revisar con personal de MTTO funcionamiento del lazo de control. Condensación Daños a los Cojinetes Mejorar condiciones insuficiente, por bajo de suministro de agua flujo o alta de enfriamiento temperatura de agua, Limpieza del o condensador sucio condensador
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PROBLEMAS
CAUSAS
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
Fluctuación o pérdida Presencia de Falla de lubricación. de aceite durante el hidrocarburos en el Daños a los cojinetes. arranque. aceite. Altas vibraciones. Formación de espuma.
Baja presión descarga compresor
de Baja presión del succión
de Refrigeración deficiente
Alta temperatura de succión
Alta presión descarga compresor
de Condensador de del descarga parcialmente obstruido por lado H2O. Alto nivel de tambor piloto 3101-LCO.
Presencia hidrocarburos livianos.
Paros continuos del sistema. Pérdida de propano por venteo en TK. Paros continuos del sistema. Pérdida de propano por venteo en TK.
de Paros continuos del sistema. Efectuar análisis al propano de planta.
ACCIÓN Revisar si los calentadores de aceite están energizados. Reemplazar el aceite. Chequear si la válvula de ecualización está cerrada. Cerrar línea de incondensables, aumentar cargar desde el proceso Ajustar TC-001, en caso de estar mas de 50 % abierta, ajustar en manual en 10 % hasta estabilizar Efectuar servicio de limpieza y retrolavado al condensador 3101LC1. Chequear si la válvula de control de nivel LV-1 está cerrada. Revisar funcionamiento de LOOP Abrir venteo en el condensador 3101LC1. Efectuar ajustes operacionales en torre V-9 o T-204.
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PROBLEMAS
CAUSAS
Baja presión aceite lubricante.
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
de Filtros del sistema de aceite lubricantes sucios. Formación de espuma Daños en sellos y cojinetes Bajo nivel de aceite de lubricación Alta temperatura de Enfriadores de aceite aceite lubricante. parcialmente obstruidos. Bajo flujo o alta temperatura del agua de enfriamiento Bajo flujo de aceite.
Alta presión Pistón Alta presión de balance. descarga.
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ACCIÓN
Cavitación de la Reemplazar filtros bomba principal de aceite lubricante. Arranques continuos Calentar o cambiar el de la bomba auxiliar. aceite Parar para reparación de mantenimiento Completar nivel Posible falla de Parar el sistema y lubricación por baja efectuar limpieza de viscosidad del aceite. los enfriadores. Mejorar condiciones de suministro de agua
Alta temperatura en Revisar con personal cojinetes del de MTTO las compresor. válvulas CHECK instaladas en el sistema de lubricación. Ajustar presión por válvula reguladora. de Paro de equipo. Revisar válvula de Alto consumo de control de nivel del aceite. tambor piloto 3101LCO.
Revisar con MTTO posibles daños del sello de Pistón de balance. Sello del Pistón de Alto consumo de Acordar con MTTO balance desajustado. aceite. el paro de la unidad Altas vibraciones. para efectuar revisión mecánica.
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PROBLEMAS Vibración compresor
en
CAUSAS el Oleaje Falsa señal vibración.
Baja Presión en Tambor de Succión 3101-LF2.
Baja Presión en Tambor de Succión 3101-LF3.
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RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Daños a los cojinetes. Ver punto de Oleaje.
de Paros sucesivos del Efectuar revisión del equipo. sistema con personal de MTTO. Holgura en cojinetes. Alto consumo de Programar con aceite MTTO reparación mecánica del Sistema. Oleaje Daños a los Verificar Cojinetes. funcionamiento de la válvula de control de presión en 3101-LF2. Verificar funcionamiento de la válvula LCV-3102 Daños con el Paro por baja presión Efectuar revisión del actuador de los de succión sistema con personal alabes direccionales de MTTO. Daños en válvula 3HGV
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Sistema de Suministro de Propano a Olefinas I/II Suministro de Propano Caliente 1.
Función El objetivo del sistema, es suministrar propano caliente a las plantas de Olefinas I/II, calentando el propano de descarga de las bombas 3102JA/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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3.
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MOTOR
TURBINA
BOMBA
150 hp 3560 rpm 460 voltios 170 amp
4025 rpm
390 gpm flujo diseño 125 gpm flujo mínimo 3550 rpm 345 psig de descarga
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 11TC3107 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.
-
PROCESO
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4.
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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 %).
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
5.
CAPÍTU L O VI
PAG. 158 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACEN AJE
PEQUIVEN
6.
CAPÍTU L O VI
PAG. 159 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
-
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.
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
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
7.
CAPÍTU L O VI
PAG. 160 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
Parámetros a chequear en proceso normal. Variable
Unidad
Especificación
Presión de descarga de la bomba Presión de entrega de propano (11PC-3102) Temperatura de entrega de propano (11TC3107) Flujo de propano caliente a Olefinas I (11FI2236)
Psig Psig °F
345 220 100
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
8.
-
Alta: 280
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
9.
CAPÍTU L O VI
PAG. 161 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
-
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.
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
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PEQUIVEN
10.
CAPÍTU L O VI
PAG. 162 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
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M ayo – 99
-
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.
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
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PEQUIVEN
CAPÍTU L O VI
PAG. 163 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
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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 3102C1/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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
-
CAPÍTU L O VI
PAG. 164 de 190
VIGENCIA
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M ayo - 99
M ayo – 99
Verificar si todo el sistema está en condiciones para ser entregado al personal de mantenimiento.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
11.
CAPÍTU L O VI
PAG. 165 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
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M ayo – 99
Tabla de problemas operacionales
PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
Bajo Suministro de Falla de la Válvula Baja Presión en Propano por Línea PCV-3102 Cerrada. Cabezal de Propano a Caliente las Plantas de Olefinas I/II
Baja Presión de Baja Presión en Descarga de la Cabezal de Propano a Bomba 3102 JA/B. las Plantas de Olefinas I/II
Alta Temperatura de Falla en Control de suministro de Temperatura 11TC propano por Línea 3107 Abierta. Caliente.
Vaporización del Propano. Alta presión en cabezal de propano caliente.
Baja Temperatura de Falla en Control de Suministro de Temperatura 11TCPropano por Línea 3107 Cerrada. Caliente.
Falla del material de la línea por metalografía A-106 A.
ACCIÓN Abrir válvula de desvío para garantizar suministro de propano. Chequear con MTTO operabilidad del controlador 11PC3102. 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. Cerrar parcialmente la válvula manual del control automático. Abrir desvío y normalizar Tema. 100 °F. Verificar y reparar Abrir válvula de desvío y normalizar la temperatura de propano 95 °F.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
PROBLEMAS
CAUSAS
Alto Amperaje en el Bloqueo de válvula motor de descarga y recirculación Disminución brusca del consumo en olefinas
Vibraciones bomba
en
Alta presión descarga
la Daños mecánicos en eje, sellos y cojinetes
CAPÍTU L O VI
PAG. 166 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
Corte del Suministro de Propano por línea fría por paro de la bomba.
Abrir interconexión en línea de descarga de las bombas 3102JA/B y 7110 M/R. Poner en servicio la bomba 3102 J de reserva. Pedir revisión de mantenimiento Corte del Suministro Pedir revisión de de Propano por línea mantenimiento fría por paro de la bomba. Corte del Suministro Abrir válvula de de Propano por línea recirculación fría por paro de la Pedir aumento de bomba. consumo en Olefinas
de Bloqueo de válvula de descarga y recirculación Disminución brusca del consumo en olefinas Pérdida del nivel de Daños en sellos o Corte del Suministro propanol fugas de Propano por línea fría por paro de la bomba. Sobrevelocidad en Alto consumo en Corte del Suministro turbina olefinas de Propano por línea Fugas por rotura de fría por paro de la líneas bomba. Problemas con el gobernador de la turbina
Pedir revisión mantenimiento
de
Abrir interconexión en línea de descarga de las bombas 3102JA/B y 7110 M/R. Poner en servicio la bomba 3102 JA. Pedir revisión de mantenimiento
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
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CAPÍTU L O VI
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VIGENCIA
ACTUALI ZADO
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M ayo – 99
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.
3.
MOTOR
BOMBA
270 hp 3578 rpm 4160 voltios 32 amp
716 gpm flujo diseño 374 gpm flujo mínimo 3550 rpm 345 psig de descarga
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”.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
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REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
4.
CAPÍTU L O VI
PAG. 168 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
-
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.
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
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PEQUIVEN
CAPÍTU L O VI
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VIGENCIA
ACTUALI ZADO
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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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
CAPÍTU L O VI
PAG. 170 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
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
-
6.
Nivel de propanol para líquido de barrera
Parámetros a chequear en proceso normal. Variable
Unidad
Especificación
Presión de descarga de la bomba Flujo de propano frío a Olefinas I (11FI-2226)
Psig Bls/h
Posición del flotador en el tambor de propanol Amperaje del motor Nivel de aceite del motor
Amp %
345 535 min 1069 max Abajo 32 max 50 cristal superior
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
CAPÍTU L O VI
PAG. 171 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
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
amp
22
Alta corriente instantánea Falla a tierra Diferencial de fase Alta temperatura del cojinete del motor Baja Carga
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
8.
PAG. 172 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
-
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.
Operaciones a efectuar en paro automático del sistema -
9.
CAPÍTU L O VI
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 3102JA/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.
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.
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
10.
CAPÍTU L O VI
PAG. 173 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
Tabla de problemas operacionales
PROBLEMAS
CAUSAS
RIESGOS O CONSECUENCIAS
Bajo Suministro de Restricción en Baja Presión en Propano por línea válvula de descarga Cabezal de Propano a fría la Planta de Olefinas II Baja Presión de Descarga
Alto porcentaje de abertura de la válvula de recirculación
ACCIÓN Verificar descarga
y
alinear
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. Restringir recirculación
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
PROBLEMAS
CAUSAS
Alto Amperaje en el Bloqueo de válvula motor de descarga y recirculación Disminución brusca del consumo en olefinas
Vibraciones bomba
en
Alta presión descarga
la Daños mecánicos en eje, sellos y cojinetes
CAPÍTU L O VI
PAG. 174 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
RIESGOS O CONSECUENCIAS
ACCIÓN
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 3102JA/B y 7110 M/R. Poner en servicio la bomba 3102 J de reserva. Pedir revisión de mantenimiento Corte del Suministro Pedir revisión de de Propano por línea mantenimiento fría por paro de la bomba. Corte del Suministro Abrir válvula de de Propano por línea recirculación fría por paro de la Pedir aumento de bomba. consumo en Olefinas
de Bloqueo de válvula de descarga y recirculación Disminución brusca del consumo en olefinas Pérdida del nivel de Daños en sellos o Corte del Suministro Pedir revisión propanol fugas de Propano por línea mantenimiento fría por paro de la bomba.
de
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
CAPÍTU L O VI
PAG. 175 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 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
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
4.
CAPÍTU L O VI
PAG. 176 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 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.
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:
PROCESO
M ANUAL DE OPERACIONES L.G.N. I
SI STEM A
REFRI GERACI ÓN Y AL M ACENA JE
PEQUIVEN
5.
CAPÍTU L O VI
PAG. 177 de 190
VIGENCIA
ACTUALI ZADO
M ayo - 99
M ayo – 99
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
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.
PROCESO
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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 H 2O, 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-LF2/3101ra LF1 para mantener máximo medio cristal en el de 1 y 1 cristal en da ra los de 2 y 3 , realizar ajustes en campo en caso de ser necesario.
PROCESO
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da
ra
-
Ajustar los flujos de recirculación de la 2 y 3 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.
PROCESO
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6.
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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)
Parámetros a chequear durante la descarga de Propano
Variable Presión del 3101 F Tasa de descarga Temperatura de descarga del buque ra Temperatura de succión 1 etapa ra Presión succión 1 etapa da Presión succión 2 etapa ra Presión succión 3 etapa da Flujo recirculación 2 etapa (FC-002) ra Flujo recirculación 3 etapa (FC-001)
Unidad
Especificación
InH2O Ton/h °F °F InH2O Psig Psig lb/min lb/min
<12 50-120 < -45 -40 3 19.3 73.1 450 550
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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 -
7.
Adicionalmente, se tienen todas protecciones del sistema de almacenaje descritas anteriormente.
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 11LI-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 (11FI2266) 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)
PROCESO
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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 11FI2236 y 11FI-2266 (casillas 7 y 9)
PROCESO
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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: Nivel Acumulado i Nivel actual Nivel inicial (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 12 anterior -
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).
PROCESO
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8.
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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 Alta tasa de descarga Pérdida de propano a Solicitar disminución tanque 3101 F la atmósfera de la tasa de descarga Alta temperatura en Entonar lazo de ra la succión de la 1 control etapa Revisar termocupla Verificar v/v bloqueo aguas arriba de TCV001 Verificar bloqueo de línea de descarga hacia 3101LF3 Alta carga térmica en Bloquear etanol a el sistema 3104 F Bloquear v/v manuales de PCV3100 Alta temperatura del Solicitar al muelle propano de descarga que acondicionen el del buque sistema de refrigeración del buque Alta temperatura de Disminuir la tasa de la línea de descarga descarga al mínimo Alto nivel en tambor Daños o descontrol Disparo por alto nivel Pedir revisión de ra da ra de 1 , 2 y 3 etapa en válvulas Entrada de líquidos v/v´s a Mtto controladoras de en las etapas nivel LV-3, LV-3102 y LV-2 Alta presión de Alta presión de vapor Ondeos de los Abrir venteo en el descarga del en el propano compresores condensador 3101compresor descargado LC1.
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ANEXO 1 DIAGRAMAS DE FLUJO
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ANEXO 2 BITÁCORAS OPERACIONALES
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ANEXO 3 DIAGRAMAS DE PROTECCIONES DE LOS COMPRESORES DE ALMACENAJE
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ANEXO 4 TABLAS PARA CÁLCULOS EN DESCARGA DE PROPANO
PETROQUIMICA DE VENEZUELA GERENCIA DE OLEFINAS PLANTAS DE LGN EL TABLAZO CIERRE DE DESCARGA DE BUQUES DE PROPANO BARCO:______________________
PROCEDENCIA:________________________
FECHA INCICIO:______________
FECHA DE FINALIZACION:______________
HORA INCICIO:_______________
HORA DE FINALIZACION:_______________
TANQUE 3101-F
INICIAL
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
11
MASA LIQUIDO (TON)
12
VOLUMEN TOTAL (BLS)
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)
FINAL
1.01605
163501
1-4: DATOS BASICOS DEL SCD
10:
FACTOR ESTANDAR
15:
RESULTADO DE 11+14
5:
CARTA DEL TANQUE
11:
PRODUCTO DE 8 * 9 * 10
16:
RESULTADO DE 15 F – 15I
6:
POR ANALISIS
12:
CARTA DEL TANQUE
17-19: CASILLAS 8, 10 Y 12 DEL FORMATO DE CONTROL
7:
DE 2 Y 6 CON TABLA 24
13:
RESULTADO DE 12 – 8
20:
RESULTADO DE 16+(17+18-19)*FACTOR BLS/TM
8:
PRODUCTO DE 5 * 7
14:
PRODUCTO DE:
21:
MUELLE DE LIQUIDOS
9:
DE 7 CON TABLA 29
CASILLA 13 * (0.000378*(406.8+P) / (460+T))
22:
RESULTADO DE 21 - 20
SUP TURNO LGN
REPRESENTANTE MEM
ING. PRODUCCION LGN
PETROQUIMICA DE VENEZUELA GERENCIA DE OLEFINAS PLANTA DE LGN I EL TABLAZO PARAMETROS OPERACIONALES DEL SISTEMA DE ALMACENAJE FECHA:___________________ VARIABLES
UNIDAD
ESPECIFICACIÓN
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
da
Recirculación 2 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 OBSERVACIONES:
02:00
04:00
06:00
08:00
10:00
FIRMA: SUP TURNO 07-15
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
FIRMA: SUP TURNO 15-23
22:00
PETROQUIMICA DE VENEZUELA GERENCIA DE OLEFINAS PLANTA DE LGN I EL TABLAZO PARAMETROS MECANICOS DEL SISTEMA DE ALMACENAJE FECHA:___________________ VARIABLES
UNIDAD
ESPECIFICACIÓN
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 OBSERVACIONES:
02:00
04:00
06:00
08:00
10:00
FIRMA: SUP TURNO 07-15
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
FIRMA: SUP TURNO 15-23
22:00
PETROQUIMICA DE VENEZUELA GERENCIA DE OLEFINAS PLANTAS DE LGN EL TABLAZO CONTROL DE DESCARGA DE BUQUES DE PROPANO FECHA:___________________ FACTOR BLS BRUTO A BLS NETO ( TABLA 24 CON T Y GE): ___________________ FACTOR BLS/TM (TABLA 29 CON GE):__________________ HORA
NIVEL
PRESION
NIVEL
VOLUMEN
VOLUMEN
DIFERENC.
PROPANO POR
PROPANO POR
PROPANO DE
DESCARGA
DESCARGA
DESCARGA
TASA DE
TANQUE DE
TEMPERATURA
3101 F
3101-F
3101 F
ACTUAL
ACTUAL
DE NIVEL
LINEA CALIENTE
LINEA FRIA
PRODUCCION
TOTAL
TOTAL
TOTAL
DESCARGA
DESCARGA
DE DESCARGA
BRUTO
NETO
(PIE/PULG
(FI-2236)
(FI-2266)
(FI-3100)
SEGÚN
ACUM / DIF
ACUM / DIF
ACUM / DIF
MUELLE
LINEA / BUQUE
(PULG)
(INH2O)
FRACCION)
(BARRILES)
(BARRILES)
(BARRILES)
(BARRILES)
(BARRILES)
(BARRILES)
(BARRILES)
(TON)
(TON)
(TON/H)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7/8)
(9/10)
(11/12)
(13)
(14)
(15)
(16)
-
-
-
-
( F) (17)
(18/19)
/
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