P5ULZVZPR-001 Procedimiento de Arranque Inicial

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Contrato PR-OP-L-001/05P

PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE INICIAL DE LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN

PÁGINA 2 DE 305 DOCUMENTO Nº: P5-UL-Z-V-ZPR-001 REVISIÓN: 0A FECHA: FEBRERO 2011

INDICE

1.0. OBJE TIVO.…………………………………………………………………………………………………..

Pág.

4

2.0. ALCANCE…………………………………………………………………………………………………….. 4 3.0. DEFINICIONES………………………………………………………………………………………………..

4

4.0. RESPONSABILIDADES……………………………………………………………………………………..

6

5.0. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO………………………………………………..………………..

6

EQUIPOS MATERIALES / HERRAMIENTAS……………………………………………………………..

6

CONDICIONES DE SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE……………………………………………..

7

5.1. CONDICIONES PRECEDENTES AL ARRANQUE DE LA UNIDAD……………………………..

8

5.2. PRUEBAS DE HERMETICIDAD A LA UNIDAD HDCN…………………………………………….

10

5.2.1. SISTEMA DE ALIMENTACION DE LA UNIDAD…………………………………………….

10

5.2.2. PRIMERA PRUEBA DE HERMETICIDAD SISTEMA DE REACCIÓN Y POSTERIOR PRUEBA DEL SISTEMA DE DESPRESURIZACION RÁPIDA……………………..

17

5.2.3 SISTEMA SEPARADORES DE NAFTAS D-12004 / D-12005…….………………………..

35

5.2.4 SISTEMA TORRE DESBUTANIZADORA.……………………………………………………

41

5.2.5 SISTEMA TORRE SEPARADORA DE NAFTAS.…………………………..………………

48

5.2.6 SISTEMA HIDROGENO DE REPOSICION.…………………………..………………….

56

5.3. SECADO DEL SISTEMA DE REACCIÓN…………………………………………………………….

62

5.4. CARGA DE CATALIZADOR EN LOS REACTORES……………………………………………….

74

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5.4.1. CARGA DE CATALIZADOR DE LOS REACTORES DE SATURACIÓN DE DIOLEFINAS R-12001 A-B……………………………………………………………………

74

5.4.2. CARGA DE CATALIZADOR DE LOS GUARDAS DE SILICE R-12003 A-B……………..

79

5.4.3. CARGA DE CATALIZADOR DEL REACTOR HIDRODESULFURADOR R-12002…….

85

5.5. SEGUNDA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE REACCIÓN……………………..

90

5.6. ACTIVACIÓN DE LOS CATALIZADORES DE LOS REACTORES DE LA UNIDAD…………….

90

5.6.1. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES DE SATURACION DE 90 DIOLEFINAS R-12001 A-B…………………………………………………………………….. 5.6.2. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES R-12003 A-B……………….

113

5.6.2.1. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR REACTOR R-12003 A……………………..

114

5.6.2.2. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR REACTOR R-12003 B…………………….

117

5.6.3. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DEL REACTOR R-12002…………………………….

118

5.7. ARRANQUE DE LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTA DE COQUIZACION….

122

6. DOCUMENTOS DE REFERENCIA………………………………………………………………………….

164

7. REGISTROS / FORMATOS…………………………………………………………………………………

164

8. ANEXOS………………………………………………………………………………………………….

165

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1. OBJETIVO Este procedimiento tiene por objetivo establecer las etapas y describir cada una de las instrucciones de trabajo a seguir por el personal de operaciones de pruebas y arranque para realizar el arranque inicial (Primera Puesta en Operación) de la unidadHidrodesulfuradora de Nafta de Coquización siguiendo una secuencia lógica, coherente y segura, con la finalidad de lograr dos objetivos primordiales: primero garantizar y proteger la integridad física del personal, del medio ambiente y de las conexiones y segundo tener como resultado un arranque exitoso. 2. ALCANCE Este procedimiento ha sido elaborado para poner en operación por primera vez la unidad Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización de la refinería “General Lázaro Cárdenas” tomando en consideración para este caso en particular todas las condiciones y actividades precedentes a la admisión de carga a la unidad (Nafta amarga de arranque), tales como: 

Secado de la sección de reacción



Carga de catalizador de los reactores R-12001AB/R-12003AB/R-12002



Activación de los catalizadores de los reactores R-12001AB/R-12003AB/R-12002



Arranque inicial de la Unidad HDNC

3. DEFINICIONES 3.1.

Gas Nitrógeno

3.2.

Es un gas inodoro e incoloro que se encuentra presente en la atmósfera terrestre en un 78% en volumen aproximadamente, el cual pertenece al grupo de los gases inertes por consiguiente ni es combustible, ni reacciona con ninguno de los productos presentes en los procesos de refinación del petróleo Prueba de Fugas

3.3.

Esta prueba normalmente precede a la prueba de hermeticidad y consiste en la presurización de un sistema previamente definido utilizando vapor, nitrógeno o aire con el objetivo de detectar e identificar fugas por los diferentes accesorios mecánicos instalados en las diferentes líneas de la unidad y corregirlas antes de realizar la prueba de hermeticidad. Prueba de Hermeticidad Consiste en presurizar un sistema a una presión previamente determinada con el propósito de

3.4.

verificar lade correcta instalación de los diferentes accesorios los diferentes sistemas una unidad de procesos; donde se verifica elmecánicos apriete deinstalados las bridas,enempacaduras, conexiones roscadas, prensa estopa de las válvulas de compuerta y válvulas de control automático, etc.; con la finalidad de garantizar la confiabilidad del sistema para ser presionados a las presiones de operación normal de las diferentes conexiones. Arranque Inicial

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Consiste en todas aquellas actividades que realiza el personal de operaciones de pruebas y arranque para poner en operación normal todos los sistemas que integran la unidad Hidrodesulfuradora de Nafta de Coquización. 3.5.

Pre-comisionado

3.6.

Son todas aquellas actividades realizadas durante la etapa de construcción, tales como: Pruebas destructivas, lavado de líneas, desengrasado de tuberías, pruebas de motores eléctricos etc. Comisionado Son todas aquellas actividades realizadas después de haber culminado la terminación mecáni ca de la unidad y las actividades de pre-comisionado, tales como: Puesta en servicio de los servicios auxiliares y preparación de los sistemas de procesos para el arranque inicial de la unidad.

3.7.

Ácido Sulfhídrico / Sulfuro de Hidrógeno – H2S Es un ácido inorgánico formado en nuestro caso durante el proceso de Hidrodesulfuración de la nafta, es un gas con un olor característico a huevo putrefacto; a altas concentraciones es tóxico y nocivo, y en algunos casos letal para el serhumano. Es conocido como ácido sulfhídrico cuandose encuentra disuelto en agua y en estado gaseoso se le conoce como sulfuro de hidrógeno.

3.8.

Catalizador Es un compuesto químico utilizado en los procesos de manufacturación con la finalidad de agilizar, facilitar o desacelerar la velocidad de reacción de los reactivos presentes en un proceso previamente determinado.

3.9.

Catalizador Presulfurado Es un catalizador que ha pasado por el proceso de Sulfhidración, el cual consiste en agregar cierta cantidad controlada de compuestos de azufre de alto peso molecular diluidos en un solvente alifático, con la finalidad de impregnar el catalizador con estos compuestos.

3.10

Activación del Catalizador Es un proceso donde el catalizador es sometido a ciertas condiciones operacionales previamente definidas, con la finalidad de convertir la forma oxidada de los metales activos del catalizador a su estado activo como sulfuro metálico, el cual es nuestro caso.

3.11

Gas Amargo Es un gas de hidrocarburo compuesto por un alto contenido de sulfuro de hidrógeno – H 2S, el cual se encuentra presente en algunos procesos de refinación.

3.12

LPG – Gas Licuado del Petróleo Sustancia gaseosa a temperatura ambiente, la cual es llevada al estado líquido por efecto de la presión para facilitar el almacenaje, transporte y suministro dentro de la industria del refino.

3.13

Naftas Livianas - Pesadas

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Son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en los procesos de refinación del petróleo, las cuales son conocidas como naftas livianas y pesadas. La diferencia de estos dos hidrocarburos viene dado por el rango de destilación. Estos hidrocarburos son utilizados para la preparación y producción de las diferentes gasolinas presentes en el mercado. 4. RESPONSABILIDADES 4.1.

La gerencia de pruebas y arranque es responsable de la implementación y del contenido de este procedimiento.

4.2.

El responsable de calidad o su designado para pruebas y arranque verificará la correcta aplicación y ejecución de este procedimiento, realizando la inspección y atestiguamiento durante el proceso.

4.3.

El jefe de SISOPA es responsable de la implementación y verificación de los aspectos de seguridad contenidos en este procedimiento, incluyendo permisos de trabajo, análisis de seguridad en el trabajo, etc.

4.4.

El supervisor de operaciones es responsable de asegurarse que el personal a su cargo realice todas las actividades establecidas en este procedimiento.

4.5.

El personal de operaciones de pruebas y arranques serán los responsables del fiel cumplimiento y seguimiento de lo establecido en este documento.

4.6.

El personal de mantenimiento mecánico debe darle todo el apoyo necesario (Equipos, materiales, herramientas, etc.) al personal de operaciones de pruebas y arranques para la puesta en servicio de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.

4.7.

El personal de instrumentosdebe darle todo el apoyo necesario (Equipos, materiales, herramientas, etc.) al personal de operaciones de pruebas y arranques para la puesta en servicio de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.

5. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO

DISPOSICIÓN DE EQUIPOS, MATERIALES Y HERRAMIENTAS

Especialidad

Materiales - Herramientas

Mecánica

 

Herramientas para realizar trabajos de apriete y cierre de bridas Disponer de personal de mantenimiento

Instrumentos

 

Disponer del personal Manómetros calibradosespecializado (Presión positiva / negativa)

Civil

 

Disponer de recurso para la construcción de andamios Barras / cintas para acordonar el área

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Operaciones

         

Solución jabonosa Disponer de mangueras para uso con vapor, aire y nitrógeno Disponer de equipos de medición de gases Cinta adhesiva para cubrir las bridas Disponer de equipos de comunicación Cinturones Cadenas de seguridad con cabo de vida Candados, y precintos Equipos de protección respiratoria Disponer de detectores de H 2S Dispositivos para tomar las muestras

CONDICIONES DE SEGURIDAD, HIGIENE Y AMBIENTE

Riesgos asociados Atrapado por / entre

Golpeado por / contra

Contacto con Superficies Filosas o Punzantes Altos niveles de Ruido

Esfuerzos o Movimientos Violentos.

Medidas de precaución



Mantener las manos y demás partes del cuerpo alejadas de los puntos de atrape / pellizco. Adoptar posiciones adecuadas y seguras.

  

Utilizar herramientas adecuadas y en buen estado. Utilizar el EPP adecuado. Durante la ejecución de trabajos en altura, acordonar y señalizar el área



 

para la entrada de personal no autorizado durante la realización de lasprevenir actividades. Utilice los EPP adecuados (overall con mangas largas, guantes de carnaza, etc.) Utilizar las herramientas adecuadas y en buen estado. Proteger puntas / bordes salientes de equipos y materiales.

 

Señalizar el área donde los decibeles serán superiores a 80 dB Utilizar protección auditiva durante el desarrollo de las actividades.



   

Caída a un mismo nivel

    

Intoxicación Con Nitrógeno



Adopte una posición corporal adecuada en la realización de la actividad No levante piezas, equipos o accesorios que tengan un peso considerablemente alto No transite por encima de líneas o tuberías Mantener las áreas de circulación en perfecto estado de orden y limpieza. Camine por las áreas asignadas para tal fin. No corra. No maniobrar por encima de las tuberías No camine por áreas impregnadas de hidrocarburos, aceites Leer y discutir con el personal la hoja e datos de seguridad sobre el manejo del gas inerte nitrógeno No se debe respirar este gas cuando se encuentre puro o en altas concentraciones

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Intoxicación con H2S

Caídas de un nivel diferente

  

Mantener en el área un detector de H 2S Disponer de equipos de protección respiratoria Estar adiestradosobre manejoy control para trabajosen atmósferas con H2S



Utilice al ARNÉS cuando este realizando actividades en lugares por

 

encima de 1.8 Metros altura. permitido sobre el andamio No sobrepasar el Pesodemáximo Los andamios deben estar certificados para poder ser utilizados por el personal para poder realizar el trabajo

5.1. CONDICIONES PRECEDENTES AL ARRANQUE DE LA UNIDAD HDSNC

IMPORTANTE Todas las maniobras operacionales descritas en este procedimientos de arranque deben ser revisadas, evaluadas, consideradas y avaladas por el personal de operaciones, involucrado directamente con la puestas en marcha de la unidad, razón por la cual este documento debe ser considerado como una guía operacional que puede ser modificado por el personal responsable de la puesta en marcha de la unidad durante las maniobras de arranque, previo acuerdo con el licenciante y el cliente, con la finalidad de salvaguardar la unidad y llevar a cabo un arranque exitoso. PASO Nº

RESPONSABLES Gerencia de Pruebas y Arranque de EBRAMEX.

5.1.1.

Jefe de SISOPA. Gerencia de Operaciones PEMEX - Refinación

5.1.2. 5.1.3.

Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques/PEMEX. Jefe de SISOPA Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques/PEMEX Supervisor de SISOPA

5.1.4. 5.1.5. 5.1.6.

INSTRUCCIONES DE TRABAJO Todo el personal involucrado en el arranque y operación de la unidad Hidrodesulfuradora de Nafta de Coquización debe conocer y estar familiarizado con las Normas yProcedimientos de Seguridad, Higiene y Ambiente establecidos como Políticas de Seguridad de la Refinería de PEMEX-Minatitlán. Plan de seguridad, Higiene y ambiente establecido por EBRAMEX y aprobado por PEMEX para las maniobras operacionales de arranque de la unidad. Todos los dispositivos de emergencias y seguridad implementadas en el área de trabajo deben estar disponibles y habilitados.

Todos los trabajos relacionados con la construcción y precomisionado de la unidad deben haber concluido. Disponer de los procedimientos operacionales aprobados por PEMEX Supervisor de Operaciones de vinculados al arranque inicial de la unidad hidrodesulfuradora de naftas Pruebas y Arranques/PEMEX de coquización. Disponer de los procedimientos de emergencias operacionales Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques/PEMEX aprobados por PEMEX de la unidad hidrodesulfuradora de naftas de coquización. Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques

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5.1.7.

Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques/PEMEX

Disponer del personal de apoyo técnico especializado, de los manuales de operación y de los fabricantes / vendedores y licenciantes

5.1.8.


Los servicios auxiliares y materias primas deben estar disponibles y habilitados de acuerdo a las cantidades y características especificadas

5.1.9.

Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques

5.1.10.


Verificar la disponibilidad de las unidades de proceso inter-relacionadas con la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.

5.1.11.

PEMEX

Verificar la disponibilidad de tanques de alimentación, producción y producto fuera de especificación de la unidad.

5.1.12.


Fabricar e instalar las arreglos necesariOs para realizar el trabajo de presionar con vapor - aire - nitrógeno los diferentes sistemas definidos para las pruebas de hermeticidad de la unidad.

5.1.13.

Supervisor de SISOPA

- Verificar que los detectores indicados en los planos se encuentren instalados en los sitios correspondientes. - Verificar que las válvulas de diluvio indicados en los planos operen adecuadamente: -Verificar que las señales de seguridad y rutas de emergencia estén instaladas y marcadas de acuerdo al plano. - Verificar que las válvulas de corte automático de acción remota VAAR estén instaladas en las líneas correspondientes de acuerdo a la relación indicada en el plano. - Verificar que las cámaras del circuito cerrado de televisión estén instaladas en los sitios correspondientes de acuerdo a la relación indicada en el plano. - Verificar que los extintores portátiles estén instalados de acuerdo a lo indicado en el documento. - Verificar que los dispositivos del sistema de litigación con bióxido de Carbono estén instalados de acuerdo a los planos. -Verificar el adecuado funcionamiento de la redde agua contraincendio y sus componentes indicados en los planos - Verificar que este completo y funcionando el sistema de seguridad indicado en el diagrama general del sistema de seguridad.

5.1.14.

Gerente de Operaciones de Pruebas y Arranques

Se debe haber completado con todo el protocolo de aceptación de construcción y que PEMEX – Operaciones autorice el inicio de las actividades de arranque inicial de la unidad.

contractualmente para la puesta en marcha de la unidad. Verificar la disponibilidad y suministro de insumos, tales como: químicos, lubricantes, nafta primaria amarga con un contenido de azufre menor al 1% peso, etc.; así como de los servicios auxiliares.

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IMPORTANTE Estas condiciones precedentes a la puesta en marcha de la unidad Hidrodesulfuradora de Nafta de Coquización deben estar satisfechas, ya que estas son CONDICIONANTES para realizar el arranque inicial de la unidad. PRUEBAS DE HERMETICIDAD DE LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTA DE

5.2. COQUIZACIÓN

5.2.1. PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN DE LA UNIDAD

IMPORTANTE El circuito definido como “sistema de alimentación” para la prueba de hermeticidad esta comprendido desde las válvulas de compuerta en el límite de batería hasta la válvula de control de flujo de carga a la unidad FV-12003.

IMPORTANTE Esta prueba de hermeticidad también puede ser realizada utilizando vapor de baja presión. Para realizar esta actividad el personal de operaciones de pruebas y arranques debe utilizar la instalación de vapor de baja de presión ubicada en el tanque de carga D-12001tomando en consideración las medidas de precaución para el manejo de vapor de utilizando agua. En nuestro caso todas el procedimiento para la pruebaprevistas de hermeticidad fue desarrollado nitrógeno para presionar el circuito a la presión de prueba de hermeticidad de 5.8 Kg/Cm2 Man. El cual corresponde al 10% por debajo del valor de apertura de la válvula de seguridad PSV-12843 instalada en el tanque de alimentación D-12001. 5.2.1.1. PREPARATIVOS PARA LA PRUEBA DE HERMETICIDAD PASO Nº

RESPONSABLES

INSTRUCCIONES DE TRABAJO

5.2.1.1.1.

Operador de Pruebas Arranques de Campo

y

5.2.1.1.2.


y

5.2.1.1.3.

Operador dedeCampo Pruebas Arranques

y

5.2.1.1.4.


y

Verifique que los discos de 6”Ø instalados en las líneas de alimentación de la unidad provenientes de la unidad del Coquización y de tanques de almacenamiento estén en posición de bloqueo ubicados en el límite de batería de la unidad. Cierre la válvula de compuerta de 6”Ø asociada a la línea de alimentación de nafta de la unidad de coquización ubicada en el límite de batería de la unidad. Cierre la válvula de compuerta de 6”Ø en la línea de alimentación de nafta de almacenamiento hacia la unidad hidrodesulfuradora HDNC ubicada en el límite de batería de la unidad. Verifique que las válvulas de compuertas ubicadas en la línea común de nafta de circulación, nafta de arranque al D-12004 y al fondo de la separadora de naftas estén en posición cerradas.

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5.2.1.1.5.


y

5.2.1.1.6.


y

Cierre la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada después del arreglo de la válvula de control de flujo de carga FV-12003 y de las dos válvulas check (válvulas de retención) sistema de carga a la unidad. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control FV-12003, simultáneamente deje abierta la válvula de control de carga de nafta.

IMPORTANTE

5.2.1.1.7.

Esta válvula debe quedar en posición abierta, ya que el personal de operaciones para realizar el barrido, barrido de oxigeno y prueba de hermeticidad del tramo de línea comprendido desde la válvula de control de flujo FV-12003 hasta las válvulas de descarga de las bombas de carga P12001/P-12001-R-T, se admitirá nitrógeno a través de conexiones temporales por la válvula de compuerta drenaje de ¾”Ø ubicado antes de la válvula de control de flujo FV -12003 o por la válvula de compuerta venteo de ¾”Ø ubicado en la descarga de las bombas. Abra todas las válvulas de bloqueo de los instrumentos asociados al Operador de Pruebas y sistema establecido para ser sometido a la presión de la prueba de Arranques de Campo hermeticidad de dicho sistema.

IMPORTANTE El objetivo de esta actividad es dejar toda la instrumentación alineada para que estén sometidos a la presión de la prueba de hermeticidad. Instrumentos como: Manómetros, trasmisores de flujo, trasmisores de nivel, cámaras de nivel, cristales tales de nivel. Instrumentos registradores presión diferencial, etc.; con la excepción de los analizadores. 5.2.1.1.8.


y

5.2.1.1.9.


y

Verifique que todas las válvulas de venteo y purgas instalados en este sistema estén en posición cerrada y con su respectivo tapón. Abra las válvulas de bloqueo y bypass - directo de instrumento registrador de flujo másico FT-12001 (Coriolis) ubicado antes de los filtros de carga PF-12001 A/B.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe verificar que durante la etapa de barrido y prueba de hermeticidad los elementos internos instalados en cada uno de los filtros PF-12001 A/B deben ser removidos antes de iniciar estas etapas del procedimiento de arranque. Abra las válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas antes y abajo de cada de Pruebas y uno de los filtros de carga PF-12001 A/B, conjuntamente con la válvula 5.2.1.1.10. Operador Arranques de Campo de bypass - directo. de Pruebas 5.2.1.1.11. Operador Arranques de Campo

y

de Pruebas 5.2.1.1.12. Operador Arranques de Campo

y

Cierre las válvulas de compuertas de 4”Ø ubicadas después de las válvulas de seguridad PSV-12041 A/ PSV-12041 B ubicadas en las líneas de entrada de los filtros de carga PF-12001 A/B respectivamente. Cierre las válvulas de globo de 2” Ø directo de las válvulas de seguridad PSV-12041 A/B.

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y


y



Verifique que las tomas del analizador AT-12001 estén en posición cerradas ubicado después de los filtros de carga PF-12001 A/B.

Abra las válvulas de compuerta de 6”Ø bloques de la válvula de control de nivel LV-12001 del tambor de carga D-12001 conjuntamente con la válvula de directo, ubicada en la línea de entrada al tambor de carga D12001. Verifique que las válvulas de bloqueo de la válvula de control de y presión PV-12002A conjuntamente con la válvula de directo estén en posición cerrada, sistema de gas combustible al tambor de carga D12001. y

Verifique que las válvulas de bloqueo de la válvula de control de presión PV-12002B conjuntamente con la válvula de bypass - directo estén en posición cerrada, sistema de control de presión del tambor de carga D-12001al sistema de desfogue de baja presión.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro que las válvulas de bloqueo del arreglo de las válvulas de control de rango compartido PV-12002 A/B cierren herméticamente, ya que estasdos válvulas de controlestán conectadas con sistemasque contienen hidrocarburos. Pruebas Arranques dedeCampo 5.2.1.1.17. Operador

y


y


Cierre las válvulas de compuerta de ¾”Ø venteos al sistema de desfogue de baja presión de la cámara del instrumento de nivel LT12002 y el cristal de nivel LG-12001 del tambor de carga D-12001.

Verifique que la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada después de la válvula de seguridad PSV-12843 del tambor de carga D-12001 este en posición cerrada. Verifique que las válvulas de compuerta de 10”Ø y 6”Ø ubicadas y después de las válvulas de seguridad PSV-12842 A/B del tambor de carga D-12001 estén en posición cerrada conjuntamente con la válvula de directo.

IMPORTANTE La prueba de hermeticidad llegará involucrará las bridas ubicadas antes de las válvulas de seguridad descritas en los dos puntos anteriores PSV-12843 y PSV-12842 A/B. Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø bloqueo de la válvula Operador de Pruebas y de control de nivel LV-12002 de la bota del tambor D-12001 y la válvula 5.2.1.1.20. Arranques de Campo de bypass - directo estén en posición cerradas, sistema de aguas amargas a tanque. de Pruebas 5.2.1.1.21. Operador Arranques de Campo

y

Verifique que la válvula de ¾”Ø del sistema anti-polimerizante entrando en la línea común succión de las bomba de carga P-12001 /P-12001 RT, este en posición cerrada.


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Abra la válvula de aislamiento de activación remota VAAR-12001 ubicada en la línea común succión de las bombas de carga P-12001/P12001 R-T.


y


y

Cierre las válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en las líneas de succión de las bombas de carga P-12001/P-12001 R-T.


y

Cierre las válvulas de descarga de las bombas de carga P-12001/P12001 R-T.


y


y

Cierre la primera válvula de compuerta 3”Ø ubicada antes de la válvulas de control de flujo mínimo y/o recirculación PV-12005 /PV12006 de las bombas de carga P-12001/P-12001 R-T. Abra las válvulas de compuerta de 3”Ø ubicadas antes y después de la válvula de control de presión PV-12005 y PV-12006, simultáneamente cierre las válvulas de compuerta y de globo bypass - directo – directo de las válvulas de control.

Abra las válvula de control de presión PV-12005 y PV-12006 desde la de Pruebas y sala de control y/o bunkery/o bunker– SCD, verifique la apertura en 5.2.1.1.27. Operador Arranques de Campo/Control campo.

IMPORTANTE La prueba de hermeticidad de la línea de flujo mínimo y/o recirculación de las bombas de carga P12001 y P-12001-R-T se realizará admitiendo nitrógeno por las válvulas de compuerta drenaje ¾”Ø ubicado antes de la válvula de control de presión PV-12005 y PV-12006.

IMPORTANTE Con todos los pasos realizados anteriormente el circuito definido en esta sección del procedimiento como sistema de alimentación ha quedado bloqueado en los perímetros del circuito, en el sistema de desfogue, en la admisión de gas combustible y las bombas de carga P12001/P12001R-T. Después de una revisión minuciosa por parte del personal de operaciones de prueba y arranques el sistema estará listo para iniciar la primera etapa de la prueba de hermeticidad, la cual es el barrido con aire. 5.2.1.2. BARRIDO CON AIRE DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN

5.2.1.2.1.

Verifique que los arreglos requeridos y construidos en el límite de batería de la unidad para admitir aire al sistema estén instalados y

Operador de Pruebas y Arranques de Campo

disponibles para iniciar el proceso de barrido de dicho sistema. 5.2.1.2.2.


y

Abra las válvulas de compuerta de ¾”Ø venteos y purgas ubicados en las líneas de alimentación provenientes de la unidad de Coquización y de tanque en el límite de batería para comenzar a presionar el sistema hasta 0.5 Kg/cm2 Man.

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PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro queel sistema esta listo para ser presionado a 0.5 Kg/cm 2 Man. Esta presión es única exclusivamente para presionar el sistema y poder realizar el barrido con aire. 5.2.1.2.3.


y

5.2.1.2.4.


y

Verifique la presión del sistema de alimentación en los manómetros PI12001A y PI-12002A instalados en el límite de batería y en el tambor de alimentación D-12001 respectivamente. Abra y cierre las válvulas de venteo y purgas que se encuentran sometidos a la presión de barrido para validar el libre paso del flujo de aire a través de las tuberías y del sistema en general.

IMPORTANTE Cuando la presión este en 0.5 Kg/cm2 Man. el personal de operaciones debe iniciar la etapa de barrido con la finalidad de garantizar y validar el libre flujo a través de todas las ramificaciones asociadas a este sistema, así como desplazar el contenido de agua en todos aquellos puntos bajos de dicho circuito. Esta maniobra descrita en el paso 5.2.1.2.4. debe repetirse todas las veces que el personal de operaciones de pruebas y arranques considere necesario hasta verificar que el sistema esta limpio y libre de obstrucciones. +

PRECAUCIÓN El personal de pruebas y arranques debe utilizar el equipo de protección auditiva, y debe acordonar el área en todos lugares por donde será barrido y drenado dicho sistema. Recuerde que el sistema esta presionado a 0.5 Kg/cm2 Man. baja presión pero un contenido alto en volumen.

IMPORTANTE No se debe drenar, ni soplar al sistema de desfogue de baja presión. Una vez que el personal de operaciones de pruebas y arranquesesta convencido de que no existen problemas de obstrucción en líneas y que el sistema ha sido drenado lo mejor posible se debe considerar concluida esta parte del procedimiento de arranque de la unidad. 5.2.1.3. PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN

5.2.1.3.1.

Operador

de

Pruebas

y

Arranques de Campo

5.2.1.3.2.


Abra las válvulas en el límite de batería para incrementar la presión en el sistema de 1 Kg/cm2 Man. en un 1 Kg/cm2 Man. Hasta alcanzar en el 2

sistema Kg/cm Man. hacerle seguimiento en los manómetros descritoslos en5.8 el paso 5.2.1.2.3. y

Coloque cinta adhesiva en las juntas bridadas de todo el sistema para facilitar la detección de fugas en el circuito que será sometido a la presión de la prueba de hermeticidad.


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5.2.1.3.3.


y

Monitoree de forma continua y permanente elcomportamiento del perfil de presión del sistema con la finalidad de poder determinar si existen fugas o no en el sistema.

IMPORTANTE

La presión en el circuito debe mantenerse en 5.8 Kg/cm2 Man. Si durante el periodo de evaluación del comportamiento de la presión al sistema, se determina que existen fuga(s) producto de la disminución de la presión en el sistema, el personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar una inspección detallada de todo el circuito revisando juntas bridadas, prensa estopa de válvulas manuales y de control, venteos, purgas, acceso rios de instrumentación con la finalidad de detectar las fugas y poder corregirlas de manera oportuna.

IMPORTANTE Si el comportamiento de la presión en el sistema se mantiene estable, constante y sostenida en 5.8 Kg/cm2 Man. en un periodo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión en el sistema es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. ≈ 3.98 PSIG en 4 horas, el personal responsable de las pruebas de hermeticidad dará por concluida las pruebas. El personal de pruebas y arranques debe estar plenamente convencido de que no existen fugas a las condiciones que fueron establecidas en esta etapa del procedimiento para poder dar por concluida dicha prueba.

5.2.1.3.4.


5.2.1.4.

y

BARRIDO DE OXIGENO E INERTIZACIÓN DEL SISTEMA DE ALIMENTACION

5.2.1.4.1.


y

5.2.1.4.2.


y

5.2.1.4.3.


y

Operador

y

5.2.1.4.4.

de

Pruebas

Arranques de Campo

Despresione el sistema y desconecte las arreglos que fueron temporalmente para admitir aire alsistema de alimentación de instaladas la unidad Hidrodesulfuradora de naftas de coquización.

Verifique que el sistema de alimentación este completamente despresionado, ver manómetros en el límite de batería y tambor de carga a la unidad. Cierre las válvulas que fueron abiertas para despresionar el sistema de alimentación y garantizar que el sistema se encuentra bloqueado. Verifique que los arreglos temporales requeridos en el límite de batería de la unidad para admitir nitrógeno al sistema estén instaladas y disponibles para iniciar el barrido de oxígeno e inertización. Abra las válvulas de compuerta de ¾”Ø venteos y purgas ubicados en las líneas de alimentación provenientes de la unidad de Coquización y de tanque en el2 límite de batería para comenzar a presionar el sistema hasta 1 Kg/cm Man.

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PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro queel sistema esta listo para ser presionado a 1 Kg/cm2 Man. Esta presión es únicaexclusivamente para realizar el barrido de oxigeno e inertización del circuito. El personal de pruebas y arranque presionará este sistema las veces que considere necesario hasta garantizar que el contenido de aire ha sido desalojado del circuito.

5.2.1.4.5.


y

5.2.1.4.6.


y

Verifique la presión del sistema de alimentación en los manómetros PI12001A y PI-12002A instalados en el límite de batería y en el tanque de carga D-12001 respectivamente. Abra y cierre las válvulas de venteos y purgas asociados a este sistema de forma intermitente e individualmente, con la finalidad de poder desalojar el aire contenido en el sistema.

IMPORTANTE Para las maniobras de barrido del oxígeno presente en el sistema es recomendable abrir primeramente aquellas válvulas de purgas que se encuentren mas alejados del punto de inyección del nitrógeno para garantizar un mejor barrido del sistema. El personal de pruebas y arranque debe abrir y cerrar las válvulas de purgas y venteos las veces que considere necesario hasta garantizar que el contenido de aire ha sido desalojado del circuito.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe mantener un control estricto cuando este realizando las maniobras descritas en el paso anterior, ya que estará venteando una mezcla de aire con una gran cantidad de nitrógeno. 5.2.1.4.7.


y

Monitoree con un equipo portátil de medición de gases, la cantidad de oxígeno presente durante las maniobras de barrido del oxígeno en cada uno de los sitios por donde se este drenando el circuito.

IMPORTANTE El monitoreo constante del oxígeno con los equipos de medición de gases durante las maniobras de barrido del oxígeno será el punto de referencia para el personal de operaciones de pruebas y arranques determinar si admite mas nitrógeno o no al sistema para facilitar y agilizar el desplazamiento del oxígeno. Cuando las mediciones de oxígeno sean menores de a 0.5% Vol/Vol. De manera constante y sostenida en todos los puntos establecidos para despresionar el sistema, entonces el personal de de operaciones concluida las maniobras de barrido oxigeno enresponsable el sistema. de esta actividad debe dar por

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5.2.1.4.8.

5.2.1.4.9.


y

Operador

y

de

Pruebas

Arranques de Campo

Una vez concluida la etapa de barrido de oxigeno, presione el sistema con nitrógeno a 1Kg/cm2 Man. Luego cierre las válvulas de admisión de nitrógeno conexiones instaladas temporalmente en el límite de batería de la unidad. Desconecte todos los arreglos instaladas temporalmente para realizar los trabajos de para barrido, pruebas de hermeticidad e inertización del circuito definido estas actividades.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques puede dejar el sistema levemente presionado a 1Kg/cm2 Man. o presionarlo a 2.3 Kg/cm 2 Man. con nitrógeno presión de operación normal del sistema, estas condiciones dependerán de las condiciones requeridas para iniciar el arranque de la unidad. 5.2.2. PRIMERA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE REACCIÓN 5.2.2.1. CONDICIONES PRELIMINARES A LA PRUEBA DE HERMETICIDAD 5.2.2.1.1.

Operador de Pruebas y Arranques de Control - DCS

El compresor de hidrógeno de reposición C-12001 debe estar habilitado y disponible para ser colocado en servicio cuando el personal de operaciones lo disponga.

5.2.2.1.2.


y

El compresor de hidrógeno de circulación C-12002 (T) debe estar habilitado y disponible para ser puesto en operación cuando el personal de operaciones de pruebas y arranque lo disponga.

5.2.2.1.3.


y

5.2.2.1.4.


y

5.2.2.1.5.


y

Disponer de medidores locales (Manómetros con indicaciones de presión de vacío y presión positiva) de presión para vacío (760 – 100 mmHg abs.) El sistema del eyector SJ-12001 debe estar habilitado y disponible para ser colocado en servicio por el personal de operaciones de pruebas y arranques. El personal de operaciones de pruebas y arranques debe establecer y definir el circuito “SISTEMA DE REACCIÓN” sombreándolos en los DTI’S de la unidad HDNC.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque es el responsable de definir el alcance y las limitaciones del circuito definido como SECCIÓN DE REACCIÓN, por esta razón debe resaltarse sobre los DTI’S de la unidad el circuito definido para las pruebas de vacío, barrido, inertización y prueba de hermeticidad con la finalidad de que todo el personal de operaciones responsable de realizar estas actividades tengan conocimiento del alcance del trabajo.

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PÁGINA 18 DE 305 DOCUMENTO Nº: P5-UL-Z-V-ZPR-001 REVISIÓN: 0A


FECHA: FEBRERO 2011

H20 - LAVADORA VENTEOS Y PURGAS VALVULAS DE SEGURIDAD T-12003

SISTEMA DE REACCIÓN D-12002

D-12011

CARGA DE NAFTA

VENTEOS Y PURGAS NAFTA NAFTA

H2 DE CIRCULACION H2 DE ARRANQUE

NAFTA DE APAGADO

H2O AMARGAS

5.2.2.2. PREPARATIVOS PARA LA PRUEBA DE HERMETICIDAD

IMPORTANTE Las condiciones preestablecidas para las dos pruebas son las siguientes:  

Prueba de Vacío (200 – 250 mmHg abs.) Prueba de hermeticidad (Presión de 48 Kg/Cm 2 Man)

El personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar primero la prueba de vacío,una vez que la prueba este dentro de los parámetros de aceptación previamente establecidos que permiten considerar que un sistema es hermético, una vez cumplida esta actividad el personal de operaciones puede comenzar a realizar la prueba de hermeticidad de la sección de reacción.

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IMPORTANTE La prueba de hermeticidad en la sección de reacción será realizada a una presión de 48 Kg/Cm2 Man. Tomando como referencia la indicación local del manómetro PI-12075 y el instrumentos trasmisor de presión PT-12075 (DCS) ubicados en el tanque de succión del compresor de hidrógeno de El personal operaciones tenerdel en compresor cuenta que de las presiones en recirculación los reactoresD-12003. será resultante de ladecapacidad de debe descarga hidrógeno de recirculación C-12002-T, por lo tanto debe tener en cuenta que las presiones máximas permitidas en cada uno de los reactores son las siguientes:

Presión de Prueba 5.2.2.2.1.


R-12001 A-B

R-12003 A-B

R-12002

< 69 Kg/Cm2 Man.

< 60 Kg/Cm2 Man.

<5 6 Kg/Cm2 Man.

y

Cierre todas válvulas de purgas y venteos a la atmósfera asociadas al sistema que será evaluado durante las pruebas de hermeticidad.

IMPORTANTE Las válvulas de purgas y venteos asociados a líneas y equipos de la sección de reacción que descargan o desfogan a la atmósfera y sumidero deben estar bloqueadas / cerradas con su respectivo tapón o brida ciega, esto con el objetivo de confinar el sistema yevitar fugas del circuito al ser presionado con nitrógeno para las pruebas de hermeticidad y evitar entrada de aire al realizar las pruebas de vacío con el eyector SJ-12001 del sistema de reacción. 5.2.2.2.2.


y

Verifique la posición de los discos ciegos en campo utilizando los DTI’s validando su correcta posición para realizar las actividades de prueba de vacío, barrido, inertizado y prueba de hermeticidad. Ver Anexo 8.4.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque es responsable de validar la correcta posición de los discos ciegos para garantizar dos condiciones:  El aislamiento del sistema de reacción del resto de los sistemas de la unidad  La alineación o el libre flujo dentro del circuito definido para las pruebas de vacío, barrido, inertizado y prueba de hermeticidad. 5.2.2.2.3.


y

Verifique que todos los equipos y accesorios de instrumentación asociados al circuito definido como sección de reacción estén bloqueados al proceso.

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FECHA: FEBRERO 2011

IMPORTANTE Los accesorios o equipos de instrumentación debenser bloqueados durante la etapa de prueba de vacío de la sección de reacción, una vez concluida la prueba de vacío toda la instrumentación bloqueada debe ser alineada nuevamente al proceso con la excepción de los analizadores en línea. Los equipos de Instrumento son los siguientes: Manómetros, tomas detrasmisores de flujo, tomas de instrumentos trasmisores de nivel, de presión, etc. 5.2.2.2.4.


y

Cierre las válvulas de compuerta / bloqueos de todas las válvulas de seguridad instaladas en el circuito de reacción incluyendo las válvulas de bypass - directo/directo asociada a estos dispositivos de seguridad.

IMPORTANTE Las válvulas de seguridad que se encuentren dentro del circuito de reacción deben ser bloqueadas con las válvulas de compuerta ubicadas antes y después de las válvulas incluyendo las válvulas de bypass - directo/directo con la finalidad de aislar el circuito de reacción del sistema de desfogue de alta presión de la unidad HDNC. Para las pruebas de hermeticidad las válvulas ubicadas antes de las PSV’s deben ser alineadas con la finalidad de someterlas a la presión de la prueba. VÁLVULADESEGURIDAD

PSV-12852 A-B

Línea de entrada al reactor R-12001 A

PSV-12851 A-B

Línea de entrada al reactor R-12001 B

PSV-12853 A-B

Línea lado cuerpo del Intercambiador E-12004 A-B

PSV-12853 C-D

Línea lado cuerpo del Intercambiador E-12004 C-D

PSV-12856 A-B-C

Reactor Guarda de Sílice R-12003 A

PSV-12857 A-B-C

Reactor Guarda de Sílice R-12003 B

PSV-12859 A-B-C

Reactor Hidrodesulfurador de Naftas R-12002

PSV-12858

Reactor Hidrodesulfurador de Naftas R-12002

PSV-12861 A-B

Línea salida del Calentador de carga H-12001

PSV-12871 A-B

Tanque Separador de alta en Caliente D-12002

PSV-12872 A-B

Tanque Separador de alta en Caliente D-12002

PSV-12873 A-B

Tanque Separador de alta en frío D-12011

PSV-12943 A-B

Torre de lavado con Aminas T-12003

PSV-12329 A-B 5.2.2.2.5.

UBICACIÓN-SISTEMA


Hidrógeno de baja pureza a la unidad de gas amargo del coque. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada después de la válvul a de control de flujo FV-12004 del sistema de hidrógeno de recirculación y entrando a la línea de carga – Nafta por el lado cuerpo del interenfriador E-12101 del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 A.

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5.2.2.2.6.


y

Operador

y

de

Pruebas

Cierre las válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en el sistema de admisión de hidrógeno de arranque entrando a la línea de carga – Nafta por el lado cuerpo del inter-enfriador E-12101 del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 A. Verifique la posición de los cómales o juntas ciegas del intercambiador

5.2.2.2.7.

Arranques de Campo

5.2.2.2.8.


y

5.2.2.2.9.


y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de Diolefinas R-12001A.


y

Verifique que las válvulas de 2”Ø del sistema de inyección denitrógeno al reactor estén en posición cerradas.


y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø línea de arranque salida del calentador de carga H-12001 entrando al R-12001 A.


y

Abra las dos válvulas de compuerta 8”Ø directo de los reactores de saturación de Diolefinas R-12001 AB.

Operador

de

Pruebas

5.2.2.2.13. Arranques de Campo de Pruebas 5.2.2.2.14. Operador Arranques de Campo

de calor Ver E-12101 lado tubo / lado cuerpo deben abiertos. lista de discos/cómales. ANEXO 8.4 estar en posición Verifique la posición de los cómales o juntas ciegas del intercambiador de calor E-12002 lado tubo / lado cuerpo deben estar en posición abiertos. Ver lista de discos/cómales. ANEXO 8.5.

Verifique que los discos ciegos del reactor R-12001 A estén en posición abiertos. Ver lista de discos/cómales. ANEXO 8.5. Abra las válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas antes y después de la y válvula de control de temperaturaTV-12012B-1, simultáneamente abra válvula de globo de 6”Ø bypass - directo/directo de la válvula de control automático. y


y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de Diolefinas R-12001B.


y

Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de suministro de hidrógeno entrando al reactor de saturación de Diolefinas R-12001B.


y


y


y

Verifique que la válvula de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno ubicada en la línea de salida fondo del reactor R-12001 B este en posición cerrada. Abra las dos válvulas de compuerta de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del reactor R-12001 B hacia la entrada lado tubo de los intercambiadores de carga / efluente E-12004 A-B-C-D. Verifique que la válvula de compuerta 1”Ø del toma muestra ubicado en la línea de salida del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 B este en posición cerrada.

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y

5.2.2.2.21. Operador

y

de

Pruebas

Arranques de Campo

y


y


y


y

de

Pruebas

Abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada después de las dos válvulas de retención (válvula check) ubicada en la línea salida del fondo del reactor R-12001B hacia laE-12004 entrada por el lado cuerpo de los intercambiadores de carga/efluente A-B-C-D.


Operador

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 B hacia el lado cuerpo de los intercambiadores de carga / efluente E-12004 A-B-C-D.

y


y


y


y


y


y

Cierre la válvula de compuerta de 4”Ø del sistema de inyección de hidrógeno de recirculación a la línea de salida del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 B. Abra las válvulas de compuertas de 8”Ø ubicadas en las líneas de entrada y salida lado cuerpo de los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D. Abra las válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en las líneas de entrada y salida lado tubos de los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D. Abra las válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas antes y después de la válvula de control de temperatura TV-12012 C, simultáneamente abra la válvula de globo de 8”Ø bypass - directo/directo de la válvula de control y abra desde el DCS la válvula de control. Verifique que todas las válvulas de purgas y venteos asociados a los equipos E-12004 A-B-C-D y líneas estén en posición cerrada. Abra las válvulas de compuerta de 8”Ø y la válvula de globo de 8”Ø sistema de bloqueo y el bypass - directo/directo de la válvula de control de flujo de carga FV-12136A al calentador de carga H-12001, simultáneamente abra desde el DCS la válvula de control. Abra las válvulas de compuerta de 8”Ø y la válvula de globo de 8”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo/directo de la válvula de control de flujo de carga FV-12136 B al calentador de carga H-12001, simultáneamente abra la válvula de control. Verifique que los cómales o juntas ciegas en las líneas de entrada y salida del calentador de carga H-12001 estén en posición abierta. Ver lista de discos/cómales. ANEXO 8.5. Verifique que las válvulas de seguridad asociadas a la línea de salida del horno calentador H-12001 estén bloqueadas y con su válvula de bypass - directo/directo estén en posición cerrada. Abra las dos válvulas de compuertas de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del calentador de carga H-12001 hacia la línea de entrada del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 A.

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Abra las válvulas de control manual HV-12018 /12019 ubicadas en las de Pruebas y líneas de entrada a los guardas de Sílice R-12003B y R-12003A 5.2.2.2.32. Operador Arranques de Campo/control respectivamente. de Pruebas 5.2.2.2.33. Operador Arranques de Campo

y


y


y


y


y


y

Pruebas Arranques dedeCampo 5.2.2.2.39. Operador

y


y


y


y


y


y


y

Verifique que las válvulas de seguridad asociadas al guarda de Sílice R-12003 A-B estén bloqueadas conjuntamente con la válvula de directo. Verifique que las válvulas de compuertas de purgas y venteos asociadas a los reactores guardas de sílice R-12003 A-B y líneas estén en posición cerradas. Cierre las dos válvulas de compuerta de 3”Ø del sistema de Naftas de apagado a los reactores guardas de Sílice R-12003 A-B. Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno a las líneas de salida de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B estén en posición cerrada. Abra las válvulas de control manual HV-12021 /12022 ubicadas en las líneas de salida de los guardas de Sílice R-12003A y R-12003B respectivamente. Abra las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de bypass - directo/directo de los reactores guardas de Sílice R-12003 AB. Verifique que la válvula de 1”Ø de la toma muestra ubicado en la línea común salida de los guardas de sílice hacia los intercambiadores E12004 ABCD este cerrada. Abra las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque asociada a la línea de salida del reactor guarda de sílice R12003 A hacia los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-CD. Abra las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque asociada a la línea de salida del reactor guarda de sílice R12003 B hacia los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-CD. Abra las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicada después de las dos válvulas descritas en el punto anterior (línea de salida común de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B), línea de entrada a los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D. Verifique que todas las válvulas de compuertas de los purgas y venteos ubicados en las líneas de salida de los reactores guardas de sílice R12003 A-B estén en posición cerradas. Abra la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en línea de entrada al reactor de Hidrodesulfuración R-12002. Verifique que todas las válvulas de seguridad asociadas al reactor de Hidrodesulfuración Nafta R-12002 estén bloqueadas conjuntamente con la válvula de directo de este dispositivo de seguridad.

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y


y


y


y


y


y


y

de

Pruebas

Arranques de Campo


y


y


y


y


y

Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de inyección de Hidrogeno de recirculación asociada a la línea de entrada del reactor de Hidrodesulfuración de Naftas de Coquización R-12002. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de Nafta de apagado al reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno a la línea de salida del reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002. Cierre la válvula de compuerta de 1”Ø del toma muestra ubicado en la línea de salida del reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002. Verifique que todos los discos asociados al reactor de Hidrodesulfuración R-12002 estén en la posición requerida por el personal de operaciones de pruebas y arranques. Ver lista de discos/cómales. ANEXO 8.5. Abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002 hacia las líneas de entrada lado tubos de los intercambiadores E-12004 A-B-C-D. Verifique que los discos ciegos asociados a las líneas de entrada y salida lado tubos del 2do. Intercambiador de carga/efluente E-12002 estén en posición abiertos. Abra las válvulas de compuerta y la válvula de globo de 8”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo/directo de la válvula de control de temperatura TV-12012 ubicada en la línea de bypass - directo/directo del 2do. Intercambiador de carga/efluente E-12002. Verifique que todos los cómales o juntas ciegas asociados al enfriador con aire EA-12009 estén en posición abiertos, tal como los requiere el personal de operaciones de pruebas y arranques. Ver lista de discos/cómales. ANEXO 8.5. Verifique que las válvulas de compuertas de los sistemas de purgas y venteos asociados al enfriador con aire EA-12009 estén en posición cerradas. Verifique que todas las válvulas de seguridad asociadas al tanque separador de alta en caliente D-12002 estén bloqueadas conjuntamente con la válvula de bypass - directo. Cierre la válvula de compuerta de 6”Ø del sistema anti-surge del compresor de hidrógeno de recirculación C-12002 (T) en la línea de entrada al tanque separador de alta en caliente D-12002.

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Verifique que todas las válvulas de compuerta de los sistemas de purgas y venteos asociados al tanque separador en caliente D-12002 estén en posición cerradas.


y


y

Cierre la válvula de bola de 6”Ø ubicada después de la válvula de control de nivel LV-12003 B del tanque separador en caliente D-12002


y

hacia el precalentador de naftas E-12010. Abra las dos válvulas de bola de 6”Ø ubicadas antes de la válvula de control de nivel LV-12003 B del tanque separador en caliente D-12002.


y


Cierre la válvula de bola de 6”Ø ubicada después de la válvula de control de nivel LV-12003 A del tanque separador en caliente D-12002 hacia precalentador de naftas E-12010. Abra la válvula de acción remota VAAR-12009 y cierre y simultáneamente las dos válvulas de bola de 6”Ø ubicadas antes de la válvula de control de nivel LV-12003 A del tanque separador en caliente D-12002.

IMPORTANTE Las válvulas de bloqueo de las dos válvulas de control de nivel LV-12003 A-B del tanque separador de alta en caliente D-12002 delimitan el circuito definido como sección de reacción en este procedimiento, por lo tanto las pruebas de vacío, barrido, inertizado y pruebas de hermeticidad llegan única y exclusivamente hasta las válvulas de control de nivel LV-12003 A-B. Cierre la válvula de compuerta de ¾”Ø del sistema de inyección del de Pruebas y Inhibidor de corrosión en base de hidrocarburo entrando a la línea de 5.2.2.2.63. Operador Arranques de Campo agua lavadora del primer enfriador de naftas del separador en caliente EA-12001. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de agua de lavado a las líneas de entrada del primer enfriador de naftas EA12001 del tanque separador de alta en caliente D-12002.


y


y


y


y

Verifique que los cómales tipo figura ocho – F8 asociados al segundo enfriador de nafta EA-12012 estén en posición abiertos. Ver lista de


y

juntas ciegas/cómales. ANEXO 8.5. Abra la válvula de compuerta de 8”Ø bypass - directo/directo del 2do. Enfriador de nafta del separador en caliente EA-12012.

5.2.2.2.68.

Abras las válvulas de compuerta de 6”Ø en las líneas de entrada y salida del primer enfriador de naftas EA-12001 del tanque separador de nafta en caliente D-12002. Abra las válvulas de compuertas de 8”Ø en las líneas de entrada y salida del lado tubo del 2 do. Enfriador de nafta del separador en caliente EA-12012.

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y

Verifique que todos los instrumentos asociados al 2do. Enfriador de nafta del separador en caliente EA-12012 estén en posición cerradas.

IMPORTANTE Todosde losiniciar instrumentos instalado s enlas el circuito sección deben estar bloqueados antes las actividades para pruebasdedelavacío dede la reacción sección de reacción. de Pruebas 5.2.2.2.70. Operador Arranques de Campo

y


y


y


y


y


y


y

de Pruebas 5.2.2.2.77. Operador Arranques de Control

y


y

de

Pruebas

Arranques de Campo

Cierre la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada después de la válvul a de control manual HV-12003 del sistema de despresurización rápida de la unidad HDNC ubicada en el tanque separador en frío de los productos del reactor D-12011. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada antes de la válvula de control manual HV-12003 del sistema de despresurización rápida de la unidad HDNC en el tanque separador en frío de los productos del reactor D-12011. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada antes de la válvula de control de presión PV-12025 del sistema de control de presión del sistema alta presión de la unidad HDNC. Cierre las válvulas de compuerta y de globo de 2”Ø bypass directo/directo de la válvula de control de presión PV-12025 ubicada en el tanque separador de nafta en caliente D-12011. Abra la válvula de control de cierre hermético XV-12320 ubicada en la línea de 1 ½”Ø de la bota del tanque separador de nafta en caliente D12011, sistema de aguas amargas a las unidades despojadoras de aguas amargas. Cierre las válvulas de bola 1 ½”Ø ubicadas antes y después de las válvulas de control de nivel LV-12005 A-B de la bota del tanque separador de nafta en caliente D-12011. Verifique que todos los instrumentos asociados al tanque de nafta en caliente D-12011 deben estar bloqueados. Abra la válvula de control de cierre hermético XV-12321 ubicada en la línea salida de nafta del tanque separador de nafta en caliente D-12011 hacia el lado cuerpo del precalentador de nafta EA-12010. Cierre las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas antes y después de las válvulas de control de nivel LV-12004 A-B nafta hidrodesulfurada al lado cuerpo del precalentador de nafta EA-12010.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las válvulas de bloqueo de las dos válvulas de control de nivel LV-12005 A-B y LV-12004 A-B lado aguas amargas y lado naftas del tanque separador de alta en caliente D-12002 delimitan el circuito definido como sección de reacción en este procedimiento, por lo tanto las pruebas de vacío, barrido, inertizado y pruebas de hermeticidad llegan única y exclusivamente hasta estas válvulas de control. de Pruebas 5.2.2.2.79. Operador Arranques de Campo

y


y


y


y

Operador

de

Pruebas

y

5.2.2.2.83. Arranques de Campo

Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de entrada a la torre de lavado con Aminas T-12003 de los gases provenientes del tanque separador en caliente D-12011. Cierre las dos válvulas de compuerta y de globo de 4”Ø ubicadas en la línea de bypass - directo de la torre de lavado con aminas T-12003. Cierre la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de salida de los gases de la torre de lavado con aminas T-12003 al tanque de succión del compresor de hidrógeno de recirculación D-12003. Verifique que las válvulas de compuerta de 3”Ø sistema de bloqueo de las válvulas de seguridad PSV-12943 A-B y las válvulas de globo y compuerta de 3”Ø del bypass - directo/directo asociadas a la torre de lavado con aminas T-12003 estén bloqueadas. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea de entrada de amina pobre a la torre de lavado con aminas T-12003.

Abra la válvula de control de cierre hermético XV-12322 ubicada en la de Pruebas y línea del fondo de la torre de lavado con aminas T-12003 salida de 5.2.2.2.84. Operador Arranques de Campo/control amina rica al tanque asentador de amina rica D-12022. de Pruebas 5.2.2.2.85. Operador Arranques de Campo

y


y

Cierre las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas antes y después de la válvula de control de nivel de amina rica LV-12006 A-B de la torre de lavado de amina T-12003. Verifique que todas las válvulas de compuertas de los sistemas de purgas y venteos asociados a la torre de lavado con aminas T-12003 deben estar bloqueados.

IMPORTANTE Las válvulas de control de nivel de amina rica LV-12006 A-B y la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en las líneas de salida del fondo y domo de la torre de lavado con aminas T-12003 respectivamente DELIMITAN el circuito definido como sección de reacción dentro de este procedimiento.

IMPORTANTE El sistema de reacción ha quedado preparado para iniciar las pruebas de vacío, barrido, inertizado y pruebas de hermeticidad.

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y


y

Coloque en posición abierta el cómal tipo F8 o junta ciega de 4”Ø ubicado en la línea de proceso del sistema de eyector de vapor SJ12001. Coloque a posición abierto el cómale tipo F8 o junta bridada de 1 ½””Ø ubicado en el sistema de vapor de media presión al eyector SJ-12001.

5.2.2.3 PRUEBA DE VACIÓ DEL SISTEMA DE REACCIÓN

5.2.2.3.1.


y

Instale manómetros de rango compartido (Presión positiva y negativa) de medición (0 – 1 Kg/Cm2 Abs. / 0 -760 mmHg Abs) para medir valores de presiones de vacío. Estos instrumentos deben ser colocados en lugares alejados del eyector de vapor SJ-12001.

IMPORTANTE Los manómetros pueden ser instalados donde están instalados los siguientes instrumentos o donde el personal de operaciones considere necesarios:     

PI-12012 ubicada en la línea de entrada lado cuerpo del E-12101 PI-12015A ubicado en la línea de entrada al reactor de saturación de Diolefinas R-12001 A PI-12529/12530 ubicados en las líneas de salida del calentador de caga H-12001 PI-12163A ubicado en la línea de entrada al reactor guarda R-12003 A PI-12164A ubicado en la línea de entrada al reactor guarda R-12003 B

5.2.2.3.2.


5.2.2.3.3.


5.2.2.3.4.


5.2.2.3.5.


Verifique que todas las condiciones requeridas para iniciar las pruebas de vacío en sistema de reacción están satisfechas para iniciar las actividades que integran las pruebas de hermeticidad. El personal de arranque debe notificar al personal responsable de este y servicio sobre el consumo de vapor, una vez notificados coloque en servicio el eyector de vapor de media presión SJ-12001 para hacer vacío en el sistema de reacción. Abra la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea que comunica y al eyector SJ-12001 con la línea de procesos que sale del tanque separador en caliente D-12002 hacia la torre de lavado con aminas T12003. y

y

Realice un seguimiento estricto a los manómetros con indicación de vacío instalados en el paso 5.2.2.3.1. Con la finalidad de evaluar el comportamiento del vacío en la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe lograr un vacío entre 200 – 250 mm Hg Abs. Si para alcanzar esta presión de vacío transcurre un tiempo muy prolongado +/- 2 horas esto puede ser debido a una excesiva entrada de aire al sistema. Si este es el caso el personal responsable de la prueba debe localizar la(s) fuga (s) presionando la sección de reacción con nitrógeno a una presión entre 0.3 – 0.7 Kg/Cm 2 MAN de ser necesario. Una vez detectadas y corregidas las fugas en el sistema proceder a repetir nuevamente la prueba de vacío.

Minatitlán-PQ. 5




5.2.2.3.6.


y

y

5.2.2.3.7.


5.2.2.3.8.


Si la presión de vacío en el sistema no alcanza los valores predefinidos (200 – 250 mmHg Abs.) Realice una inspección del sistema con la finalidad de detectar fugas para corregirlas. Ver nota importante. Una vez que el sistema alcance los valores pre-estableci dos de presión de vacío (200 – 250 mmHg abs.) cierre la válvula de compuerta de 4”Ø que comunica al eyector con la línea de procesos del D-12002. Ver nota importante.

y

Si la presión de vacío en el sistema se mantiene dentro de los valores permitidos, el personal de operaciones debe establecer una hora de inicio de la prueba de vacío, la cual debe durar aproximadamente 3 horas.

IMPORTANTE El periodo de evaluación para la prueba de vacío será de 3 horas. El personal de operaciones debe tener en cuenta las siguientes condiciones:  Si la perdida de vacío es menor de 25 mmHg Abs. En una hora (75 mmHg Abs/3 Horas), el personal de operaciones debe considerar que el sistema pasola prueba de vacíoy pasar a la etapa de presionar del sistema.  En caso contrario, el personal responsable de las pruebas debe realizar una revisión en todo el sistema con la finalidad de poder detectar la fuga (colocando cinta adhesiva en todas las juntas – bridas) para corregirlas de manera oportuna. 

5.2.2.3.9.

2 Si el personal de/ operaciones no detecta esta fuga debe presionar ely sistema con aire nitrógeno a una presión en entre 0.3etapa – 0.7laKg/Cm MANproceder Una vezadetectadas corregidas las fugas en el sistema proceder a repetir nuevamente la prueba de vacío.


y

Una vez concluidas las pruebas de vacío, verifique que las válvulas de bola de 8”Ø ubicadas antes de la válvula de emergencia con actuador neumático HV-12007 en la línea de succión del compresor C-12002-T estén en posición cerrada.

Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada en la línea del de Pruebas y sistema de inyección de nitrógeno a la línea de succión del compresor 5.2.2.3.10. Operador Arranques de Campo C-12002-T este en posición cerrada. Verifique que todas las válvulas de compuerta de los sistemas de de Pruebas y purgas y venteos asociados al tanque de succión del compresor de 5.2.2.3.11. Operador Arranques de Campo recirculación de hidrógeno D-12003 estén en posición cerradas. Verifique que toda la instrumentación del tanque de succión del de Pruebas y compresor de recirculación de hidrógeno D-12003 este alineada al 5.2.2.3.12. Operador Arranques de Campo proceso. Cierre las válvulas de compuerta de 2”Ø ubicada después de la válvula de Pruebas y de control de presión PV-12075 ubicada en el tanque de succión D5.2.2.3.13. Operador Arranques de Campo 12003 del compresor de recirculación de hidrógeno C-12002-T.

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Abra la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada antes de la válvula de de Pruebas y control de presión PV-12075 ubicada en el tambor de succión del 5.2.2.3.14. Operador Arranques de Campo compresor de recirculación de hidrógeno C-12002-T. de Pruebas y Verifique que las válvulas de Bypass - directo/directo de la válvula de 5.2.2.3.15. Operador Arranques de Campo control PV-12075 estén las dos abiertas.

IMPORTANTE El personal de pruebas y arranques debe dejar estas dos válvulas abiertas al inicio de la prueba de hermeticidad de este circuito para poder presionar el tramo de línea desde la PV-12075 hasta la válvula de compuerta de 3”Ø que permite conectar esta línea con el cabezal de salida del gas amargo del tambor D-12006 hacia la unidad de coquización, esto con la finalidad de poder realizar la prueba de hermeticidad de este sistema a una presión de 10-12 Kg/Cm2 Man. Cuando se este presionando la sección de reacción y alcance presion es de 10 – 12 Kg/Cm2 Man. el personal de operaciones de pruebas y Operador de Pruebas y arranque debe cerrar las válvulas descritas en el paso No. 5.2.2.3.15. 5.2.2.3.16. Arranques de Campo para evitar presionar este tramo de línea por encima de 12 Kg/Cm2 Man.

IMPORTANTE Este sistema descrito anteriormente no puede ser presionado por encima de 12 Kg/Cm2 Man.Para evitar que las válvulas de seguridad PSV-12329 A-B asociadas a este sistema puedan actuar, ya que su valor de ajuste es de 14.2 Kg/Cm2 Man. Por esta razón es que la prueba de hermeticidad debe ser realizada para este tramo de línea entre 10 – 12 Kg/Cm2 Man. Verifique que las válvulas de seguridad PSV-12329 A-B estén de Pruebas y bloqueadas después de las válvulas de seguridad y abiertas antes de 5.2.2.3.17. Operador Arranques de Campo las válvulas, y cerrada la válvula de globo directo de este dispositivo de seguridad. Verifique que las válvulas de compuertas de 2”Ø ubicadas antes de las válvulas de seguridad PSV-12945 A-B / PSV-12946 A del tanque de Operador de Pruebas y succión del compresor D-12003 estén en posición abiertas y que las 5.2.2.3.18. Arranques de Campo válvulas de compuerta después de las válvulas de seguridad PSV’s estén cerradas. Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea salida de los de Pruebas y gases de la torre lavadora de aminas T-12003 al tanque de succión del 5.2.2.3.19. Operador Arranques de Campo compresor de hidrógeno de recirculación D-12003. Esta válvula fue cerrada en el paso No. 5.2.2.2.8.1. 5.2.2.4 PRIMERA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE REACCIÓN

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IMPORTANTE La prueba de hermeticidad del sistema de reacción consta de las siguientes etapas:    

Primero: Barrido del oxígeno con nitrógeno a una presión entre 0.5 – 1 Kg/cm2 2

Segundo: Presionar nitrógeno 10 Kg/cm Tercero: Barrido del con nitrógeno con hasta hidrógeno a una presión de 1 - 10 Kg/cm2 Cuarto: Presionar con hidrógeno a 48 Kg/cm2 tomando como referencia los instrumentos de PI-12075 y PT-12075 ubicados en el tanque de succión del compresor de hidrógeno de recirculación D-12003. La presión en los reactores será resultante y dependerá de la capacidad de descarga del compresor de hidrógeno de recirculación C-12002-T, ver curva de presurización y temperatura Anexo 8.1.

El incremento de la presión con nitrógeno a 10 Kg/cm 2 en la segunda etapa dependerá de la disponibilidad este gas inerte.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques podría evaluar la posibilidad de realizar esta primera prueba de hermeticidad solamente utilizando nitrógeno a 10 Kg/cm 2 por las siguientes razones: Se quiere verificar la hermeticidad del sistema en esta etapa del arranque de la unidad para garantizar la hermeticidad de la sección de reacción previo a iniciar la etapa de secado de la sección de reacción, pero la presión de operación establecida durante la etapa de secado seráde 8 – 10 Kg/cm2 Man. Razón por la cual no se necesita en esta etapa darle tanta severidad a la condición de hermeticidad de esta sección, con esto se disminuiría tiempo, ahorro de nitrógeno e hidrógeno y disponibilidad del recurso humano. Ya que para la segunda prueba de hermeticidad si sería obligatorio aplicar el procedimiento hasta lapresión de 48Kg/cm2 Man. tal como lo describe este procedimiento, esta segunda prueba debe ser realizada una vez concluido los trabajos de carga con catalizador de los reactores R-12001 A/B, R-12003 A/B y R-12002 y antes de iniciar la etapa de activación del catalizador de los reactores. 5.2.2.4.1.


y

Retire los manómetros con indicación de vacío instalados en el paso No. 5.2.2.3.1. E instale los manómetros que fueron removidos.

IMPORTANTE

5.2.2.4.2.

El personal de operaciones de pruebas y arranque puede alinear todos los instrumentos que fueron bloqueados durante las pruebas de vacío del sistema de reacción. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de Operador de Pruebas y nitrógeno ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de Arranques de Campo diolefinas R-12001A y presione la sección de reacción a 0.5 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques puede abrir otros arreglos de inyección de nitrógeno asociados al sistema dependiendo de la disponibilidad del nitrógeno, con la finalidad de agilizar el incremento de presión en la sección de reacción. Con el paso descrito anteriormente se comienza al barrido de oxigeno presente en la sección de reacción.

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5.2.2.4.3.


y

Revise estrictamente el sistema de reacción de forma continua, minuciosa y detallada para detectar fugas y poder corregirlas de manera oportuna.

IMPORTANTE

El personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto al comportamiento de la presión del sistema de reacción para definir la magnitud de la fuga y dedicarse a tiempo completo a buscar fugas en el sistema, con la finalidad de garantizar la hermeticidad del sistema.

5.2.2.4.4.


y

5.2.2.4.5.


y

5.2.2.4.6.


y

Abra las válvulas de purgas ubicadas dentro del circuito de reacción que el personal de pruebas y arranques considere como puntos bajos (con un alto potencial de retención de líquidos) y drénelos para descartar la posibilidad de tener agua acumulada en el sistema. Una vez drenado en los puntos bajo de la sección de reacción, ponga en servicio el eyector SJ-12001 y despresione la sección de reacción hasta 0.2 Kg/cm2 Man, no haga presión de vacío durante esta etapa para evitar que entre aire al sistema de reacción. Una vez despresionado la sección de reacción a 0.2 Kg/cm 2 Man. Saque de servicio el eyector SJ-12001 y presione nuevamente con nitrógeno el sistema de reacción a 0.5 Kg/cm2.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques puede abrir otros arreglos de inyección de nitrógeno asociados al sistema dependiendo de la disponibilidad del nitrógeno. 5.2.2.4.7.


y

Despresione nuevamente con el eyector SJ-12001, simultáneamente realice mediciones (equipo portátil para medir oxígeno) en varios sitios del sistema para saber el contenido de oxígeno presente en el sistema.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques responsables de esta actividad debe repetir las maniobras operacionales descritas entre los pasos No. 5.2.2.4.2 y 5.2.2.4.7. Todas las veces que consideren necesario hasta que los resultados de las medici ones de oxígeno en los diferentes puntos de la sección de reacción sean consistentes en un valor menor o igual a 0.5 % vol/vol. Una vez cumplida con esta condición el personal de operaciones de pruebas y arranques dará por concluida las actividades de barrido de oxígeno de la sección de reacción de la unidad Hidrodesulfurador de nafta de coquización. Admita nuevamente nitrógeno e incremente la presión en el sistema a

5.2.2.4.8.


y

2

10 Kg/cm Man. continué evaluando poder corregirlas de manera oportuna.el sistema para detectar fugas y

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FECHA: FEBRERO 2011

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe incrementar la presión con nitrógeno en el sistema de reacción hasta llegar a los 10 Kg/cm2 Man. El sistema debe ser presionado muy lentamente de tal manera de poder hacerle un seguimiento estricto para detectar posibles fugas. 2

La condición dedel presionar la en sección de reacción a la presión de 10 Kg/cm Man. dependerá de la disponibilidad nitrógeno el momento.

5.2.2.4.9.


Una vez evaluado el sistema de reacción a una presión de 10 Kg/cm2 Man. Despresione nuevamente el sistema de reacción con el eyector y SJ-12001 hasta 0.5 - 1 Kg/cm 2 para facilitar el barrido del nitrógeno con el hidrógeno en un menor tiempo y mantener el sistema bajo una atmósfera de nitrógeno. No haga vacío en el sistema.

PRECAUCIÓN El vapor del eyector es vapor de media presión con un rango de temperatura entre 300 – 350 ºC y entre 19 – 23 Kg/cm2 de presión, por lo tanto se debe tener cuidado al realizar maniobras con el eyector SJ-12001


Una vez concluido el barrido/barrido de oxígeno, inertización y despresionado del sistema, abra las dos válvulas de compuerta de 6”Ø y del sistema de inyección de hidrógeno de arranque ubicadas en la línea de entrada al lado cuerpo del inter-enfriador del reactor de saturación de Diolefinas E-12101 y presionela sección dereacción con hidrógeno a 2 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe notificar al personal de operaciones de área exterior responsable de suministrar este servicio sobre el consumo de hidrógeno durante esta maniobra. de Pruebas 5.2.2.4.11. Operador Arranques de Campo

y


y


y

Despresione nuevamente el sistema de reacción con el eyector SJ12001 hasta 0.5 Kg/cm2 para desalojar el nitrógeno presente en el sistema de reacción. Presione nuevamente la sección de reacción con hidrógeno a 5 Kg/cm2 Man. Abriendo las válvulas de compuertas descritas en el paso No. 5.2.2.4.10. Despresione nuevamente el sistema de reacción con el eyector SJ12001 hasta 1 Kg/cm2 man. para terminar de desalojar el nitrógeno presente en el sistema de reacción.


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PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe tener en cuenta que esta venteando una mezcla de nitrógeno e hidrógeno a la atmósfera por lo tanto esrecomendable despresionar al sistema de desfogue por que este gas contiene un alto contenido de hidrógeno. de Pruebas 5.2.2.4.14. Operador Arranques de Campo

y

Abra las válvulas descritas en el paso No. 5.2.2.4.10. para comenzar a subir la presión en el sistema de reacción con hidrógeno.

IMPORTANTE Una vez concluido el desalojado del nitrógeno en el circuito se debe dar inicio al incremento de presión en la sección de reacción con hidrógeno a una presión de 12 Kg/cm2 Man. Utilizando la línea de hidrógeno de arranque abierta en el paso anterior solamente podrá presionar el sistema a12 Kg/cm2 Man. Por que la temperatura de la sección de reacción esta por debajo de los 100 ºC. de Pruebas 5.2.2.4.15. Operador Arranques de Campo

y

Una vez que la sección de reacción se mantenga estable en 12 Kg/cm2 Man. Coloque en operación el compresor de hidrógeno de circulación C-12002-T de acuerdo al manual de operaciones.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe poner en servicio el compresor de hidrógeno de reposición C-12002-T para establecer circulación de gas en la sección de reacción Una vez estabilizada la circulación de gas en la sección, ponga el calentador de carga H-12001 enoperación de acuerdo al procedimiento de encendido de este calentador para subir la temperatura entre 100Operador de Pruebas y 5.2.2.4.16. Arranques de Campo 120 ºC a razón de 20 ºC/h, con la finalidad de poder continuar incrementando la presión hasta los 35 Kg/cm2 Man. y posteriormente con el compresor de hidrógeno de reposición a la presión de operación de la sección de reacción 48 Kg/cm2 Man. IMPORTANTE

Los incrementos de presión durante las pruebas de hermeticidad deben realizarse muy lentamente y con intervalos de espera o de evaluación de 2 a 5 horas por cada 10 Kg/cm 2 Man. de presión aumentada en el sistema, esta condición debe prevalecer en ambas etapas (Nitrógeno e hidrógeno) de la prueba de hermeticidad, de tal manera que el personal de operaciones de pruebas y arranque pueda realizar una inspección detallada y minuciosa del sistema una vez presionado, con la finalidad de detectar posibles fugas y una vez detectadas poder corregirlas de manera oportuna.

Presión

48 K /Cm 2 Man.

100-120 ºC

40 K /Cm 2 Man. 30 Kg/Cm 2 Man.

20 K /Cm 2 Man. 12 K /Cm 2 Man. 2-5 Horas

2-5 Horas

2-5 Horas

2-5 Horas Tiem o

2-5 Horas

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5.2.2.4.17.


y

y

5.2.2.4.18.


Una vez que el sistema de reacción alcance los 35 Kg/cm2 Man. Cierre las dos válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en el sistema de inyección de hidrógeno de arranque entrando al lado cuerpo del interenfriador del reactor de saturación de Diolefinas E-12101. Una vez alcanzada la máxima presión suministrada por el hidrógeno proveniente de la unidad de hidrógeno, Coloque en servicio el compresor de hidrógeno de reposición C-12001 con el objetivo de aumentar la presión en la sección de reacción de 35 a 48 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE Previo a la puesta en marcha del compresor de hidrógeno de reposición C-12001 el personal de operaciones debe revisar y chequear todos los sistemas asociados a este equipo, tal como lo describe el procedimiento de arranque del compresor y verificar que la alineación desde la descarga del compresor hasta la sección de reacción a través de la válvula de control de flujo FV-12004 este libre de cualquier bloqueo (discos, válvulas de bloqueo, purgas o venteos abiertos, etc.) para poder iniciar las actividades de arranque del compresor C-12001. Una vez puesto en servicio el compresor de hidrógeno de reposición C12001 y su comportamiento sea estable, comience abrir la válvula de Operador de Pruebas y control de flujo automático FV-12004 para dar inicio a la admisión 5.2.2.4.19. Arranques de Control hidrógeno al sistema de reacción y presionar el sistema a 48 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque podrá decidir si parar o circular el compresor una vez alcanzado la presión requerida para la prueba de hermeticidad, ya que no habrá consumo de hidrógeno en la unidad.

IMPORTANTE El personal de operaciones tendrá la opción de admitir hidrógeno por el directo de la válvula de control de flujo FV-12004 de hidrógeno al sistema de reacción, si por alguna razón tiene dudas sobre el lazo de control de flujo o para tener un control mas estricto desde campo sobre las maniobras que se están realizando.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe continuar inspeccionando la sección de reacción en la medida que se vaya incrementando la presión. Esta revisión detallada del sistema se debe realizar en bridas, prensa estopas de válvulas de compuertas, automáticas, venteos, purgas, accesorios de instrumentación con la finalidad de detectar posibles fugas y proceder a corregirlas de manera oportuna, ya que el hidrógeno se auto-ignita en presencia de oxigeno. de Pruebas 5.2.2.4.20. Operador Arranques de Campo

y

Monitoree de forma continua y permanente el comportamiento del perfil de presión del sistema de reacción durante la prueba de hermeticidad con la finalidad de poder detectar las posibles fugas y poder tomar las acciones correctivas de manera oportuna.

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IMPORTANTE Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 48 Kg/cm2 Man. en un periodo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. durante el mismo periodo de tiempo, el personal de pruebas y arranques responsable estas Hidrodesulfuradora actividades dará por prueba de hermeticidad del sistema de reacción de ladeunidad deconcluida Nafta de la Coquización – HDNC. 5.2.2.4.21.

Operador de Pruebas y Arranques de Campo/Control/Supervisores de arranque

Una vez concluida la prueba de hermeticidad de la sección de reacción, el personal de operaciones debe realizar las pruebas al sistema de despresurización rápida de la unidad HDNC.

IMPORTANTE Las pruebas a realizar en el sistema de despresurización rápida en la sección de reacción serán realizadas bajo las siguientes condiciones operacionales: Presión del sistema: 48 Kg/Cm2 man. Temperatura: 100-120 ºC Máximo flujo de circulación con el compresor C-12002-T El personal responsable de realizar la prueba de despresurización de la unidad debe tener disponible las condiciones operacionales de diseño de la válvula de control HV-12003 despresurización, con la finalidad de evaluar y validar el comportamiento de este sistema de resguardo. 5.2.3.

PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SI STEMA SEPARADORES DE NAFTAS D-12004 /D-12005



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FECHA: FEBRERO 2011

DESFOGUE ACIDO

PV-12034A INHIBIDOR DE CORROSION

E-12014

GAS AMARGO

D-12011

PV-12034B

NITROGEN

U-31000

D-12002 LV-12001AB

D-12005

T-12001

E-12011AB

LV-12003AB

P-12007/R

D-12004

AGUAS AMARGAS

P-12002/R

5.2.3.1

CONDICIONES PRELIMIARES A LA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA SEPARADORES DE NAFTAS D-12004 /D-12005

5.2.3.1.1.


y

El sistema de distribución de nitrógeno del complejo hidrodesulfurador de nafta debe estar disponible y en operación.

5.2.3.1.2.


y

Disponer de personal de mantenimiento para los trabajos mecánicos, tales como conexiones temporales.

5.2.3.1.3.


y

Disponer de solución jabonosa y cinta adhesiva para la prueba de hermeticidad.

5.2.3.2.

PREPARATIVOS PARA LA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA SEPARADORES DE NAFTA HIDRODESULFURADA D-12004/D-12005

IMPORTANTE La prueba de hermeticidad para el sistema separadores de nafta hidrodesulfurada D-12004 / D12005 será realizada con nitrógeno a una presión entre 9-10 Kg/Cm2 Man.

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IMPORTANTE La prueba de hermeticidad de este circuito definido como separadores de nafta puede ser realizada utilizando vapor de baja presión. Este procedimiento esta desarrollado para utilizar nitrógeno durante las prueba de hermeticidad de este sistema. 5.2.3.2.1.


y

Verifiquede que las válvulas bola deA-B 6”Ølínea ubicadas después de del las válvulas control de nivel de LV-12003 de salida de fondo tanque separador de alta en caliente D-12002 estén en posición cerradas.

IMPORTANTE

5.2.3.2.2.

El personal de operaciones de pruebas y arranque debe bloquear estas dos válvul as de control de nivel para garantizar que no exista comunicación del sistema definido como sistema de reacción con el sistema de los separadores de nafta D-12004 y D-12005. Verifique que las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas después de las Operador de Pruebas y válvulas de control de nivel LV-12004 A-B en línea de salida de nafta Arranques de Campo fondo del tanque separador frío D-12011 estén en posición cerradas.

IMPORTANTE El fondo de los tanques separadores de nafta D-12002 y D-12011 delimitan el sistema de los separadores de nafta de baja presión D-12004 y D-12005. 5.2.3.2.3.


y

Girar aenlaocho posición de bloqueo el de cómales o de junta ciega de 6”Ø tipo figura ubicado en la brida entrada nafta hidrodesul furada a la torre desbutanizadora T-12001 proveniente del precalentador carga/fondo de la torre desbutanizadora E-12011 A-B.

IMPORTANTE

5.2.3.2.4.

Este cómale o junta ciega instalado a la entrada de la torre desbutanizadora T-12001 delimita el sistema separadores de nafta hidrodesulfurada D-12004/D-12005 de la torre desbutanizadora. Girar a la posición de bloqueo el cómale de 1”Ø tipo figura en ocho Operador de Pruebas y ubicado en la línea descarga de la bomba P-12007/R nafta Arranques de Campo hidrodesulfurada hacia la torre desbutanizadora T-12001.

IMPORTANTE

5.2.3.2.5.

5.2.3.2.5.

Este cómale instalado la entrada de la torre desbutanizadora T-12001 delimita el sistema separadores de nafta hidrodesulfurada D-12004/D-12005 de la torre desbutanizadora. Cierre las dos válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo Operador de Pruebas y sistema de bloqueo y bypass - directo-directo del arreglo de la válvula Arranques de Campo de control de nivel LV-12020 ubicada en la línea de salida de aguas amargas del tanque separador de nafta D-12005. Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo de 2”Ø Operador de Pruebas y sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control PVArranques de Campo 12034B.

Minatitlán-PQ. 5




5.2.3.2.6.


y

5.2.3.2.7.

Operador Pruebas Arranques dedeCampo

y

5.2.3.2.8.


y

5.2.3.2.9.


Cierre las dos válvulas de compuerta de 1 ½”Ø conjuntamente con la válvula de globo del arreglo de la válvula de control de presión PV12034A ubicada en el segundo tanque separador de nafta hidrodesulfurada D-12005. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea salida de gas


amargodedel separador de nafta D-12005 través degas la amargo válvula de control presión PV-12034 B hacia la líneaa de salida la unidad HDNC a la unidad del coque.

Verifique que la válvula de compuerta de ¾”Ø del sistema de inyección de inhibidor de corrosión a la línea del separador D-12004 al enfriador de gas amargo E-12014 este en posición cerrada. Verifique que todos la instrumentos asociada al circuito establecido y como tanque separadores de nafta D-12004 – D-12005 estén alineados. Cierre todas las válvulas de compuerta de los sistema de purgas y y venteos a la atmósfera asociadas o instaladas en el sistema que será evaluado durante la prueba de hermeticidad.

IMPORTANTE Las válvulas de purgas y venteos asociadas a líneas y equipos de la sección de los separadores de nafta hidrodesulfurada que descargan / desfogan a la atmósfera deben estar bloqueadas / cerradas con su respectivo tapón o brida ciega, esto con el objetivo de confinar el sistema y evitar

5.2.3.2.11.

fugas del circuito durante la realización de las pruebas de hermeticidad. Verifique la posición de los discos ciegos en campo utilizando los DTI’s y validando la correcta posición de los discos ciegos para realizar las actividades de la prueba de hermeticidad. Ver lista de discos/cómales. ANEXO 8.5.


IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de vali dar la correcta posición de los discos ciegos para garantizar dos condiciones:  El aislamiento del sistema separadores de nafta del resto de los sistemas de la unidad  La alineación o el libre flujo dentro del circuito definido para las pruebas de barrido, inertizado y prueba de hermeticidad. Cierre la válvula de compuerta ubicada después de la válvula de seguridad instalada en el circuito de separadores de nafta Operador de Pruebas y hidrodesulfurada D-12004 y D-12005, incluyendo laválvula de bypass 5.2.3.2.12. Arranques de Campo - directo – directo asociada a losdispositivos de seguridad descritosen la lista siguiente:

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las válvulas de seguridad que se encuentren dentro del circuito definido como tanques separadores de nafta hidrodesulfurada D-12004 y D-12005 deben ser bloqueadas todas las válvulas de compuertas ubicadas después de dichas válvula incluyendo las válvulas de bypass directo –HDNC. directo con la finalidad de aislar el circuito definido del sistema de desfogue ácido de la unidad VÁLVULADESEGURIDAD

UBICACIÓN-SISTEMA

PSV-12882 A-B

Segundo tambor separador de nafta D-12005

PSV-12883 A-B

Primer tambor separador de nafta D-12004

PSV-12881


PSV-12885X

Descarga de la Bomba P-12007

PSV-12886X

Descarga de la Bomba P-12007-R



de

Pruebas

Abra las dos válvulas de compuerta de 3”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12035 del sistema de flujo mínimo y/o recirculación de las bomba P12002/R. Abra las dos válvulas de compuerta de 1”Ø y la válvula de globo y sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de nivel y

Arranques de Campo

LV-12021 deldesistema flujo mínimo y/o recirculación y/o Recirculación las bombadeP-12007/R.


y

Cierre las válvulas de compuerta de 1 ½”Ø ubicadas en las líneas de succión y descarga de las bombas P-12007/R.


y

Cierre las válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en las líneas de succión y descarga de las bombas P-12002/R.


y


y

Operador

de

Pruebas

y

5.2.3.2.19. Arranques de Control


Abra las válvulas de compuerta de 6”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12023 nafta hidrodesulfurada a la torre desbutanizadora T-12001. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 4”Ø ubicadas en la línea del sistema de nafta de arranque a la línea entrada lado cuerpo del precalentador de nafta E-12010 estén en posición cerradas. Abra la válvula de aislamiento de activación remota VAAR-12010 ubicada en la línea succión de las bombas P-12002/R del tanque separador de común nafta D-12004.

y

Cierre las válvulas de compuerta de 8 y 6”Ø ubicadas en las líneas de succión y descarga de las bombas P-12002 y P-12002-R respectivamente.

Minatitlán-PQ. 5





Operador

5.2.3.2.21.

de

Pruebas

y

y

Arranques de Campo


Abra la válvula de aislamiento de activación remota VAAR-12011 ubicada en la línea común succión de las bombas P-12007/R del tanque separador de nafta D-12005. Notifique al personal de operaciones de pruebas y arranque del coque sobre elde consumo de nitrógeno para las pruebas de barrido, inertizado y prueba hermeticidad.

y

Abra las dos válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección nitrógeno al primer separador de nafta hidrodesulfurada D-12004 para comenzar a presionar el circuito a 1 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe presionar el sistema lentamente hasta 1 Kg/cm2 Man. En esta etapa se debe realizar una revisión detallada del sistema con la finalidad de detectar posibles fugas para proceder a corregirlas de manera oportuna. Haga un seguimiento estricto del perfil de presión a través de los de Pruebas y manómetros instalados en los tanques separadores de nafta 5.2.3.2.23. Operador Arranques de Campo hidrodesulfurada D-12004 y D-12005. de Pruebas 5.2.3.2.24. Operador Arranques de Campo

y

Abra las válvulas de purgas que se consideren como puntos bajos para desalojar posible líquido retenido dentro de este sistema durante las pruebas de hidrostáticas y lavados.

IMPORTANTE Las bombas P-12002/R y P-12007/R deben permanecer bloqueadas durante las pruebas de hermeticidad, estas bombas solo estarán presionadas hasta las válvulas de compuerta de la succión y descarga de cada uno de estos equipos. Operador

5.2.3.2.25. Arranques

de

Pruebas

y de

Campo/Mantenimiento

Afloje los discos ciego de 6 y 1 ½”Ø instalados en las líneas de entrada a la torre desbutanizadora T-12001 enlos pasos 5.2.3.2.3. y 5.2.3.2.3. para iniciar el barrido de oxígeno presente en este sistema.

IMPORTANTE El personal de operaciones no debe dejar que la presión en el circuito baje de 0.2 Kg/cm2 Man. Cuando el sistema llegue a este valor apriete nuevamente los discos y presione otra vez a 1 Kg/cm2 Man. Esta maniobra puede ser realizada hasta quelos valores deoxígeno sean menores o iguales a 0. 5% vol/vol de oxígeno. Abra las válvulas de bloqueo de 6”Ø ubicadas después de las válvulas de Pruebas 5.2.3.2.26. Operador Arranques de Campo

y

de control de nivel LV-12003 A-Bde delcompuerta separadordrenaje de altadepresión en caliente D-12002 y abra la válvula ¾”Ø para desalojar el contenido de oxígeno presente en el sistema. Ver nota anterior.

Minatitlán-PQ. 5




5.2.3.2.27.


y

Abra las válvulas de bloqueo de 3”Ø ubicadas después de las válvulas de control de nivel LV-12004 A-B del separador de nafta D-12011 y abra las válvulas de compuertas de ¾”Ø para desalojar el contenido de oxígeno presente en el sistema. Ver nota anterior.

IMPORTANTE

El sistema ha sido venteado por los extremos, fondo de los separadores de nafta D-12002, D-12011 y por los discos que fueron instalados en la torre desbutanizadora T-12001, el personal de operaciones de pruebas y arranques puede drenar o ventear por donde considere necesario hasta lograr un contenido de oxígeno menor o igual 0.5 vol/vol. de Pruebas 5.2.3.2.28. Operador Arranques de Campo

y

Una vez inertizado el sistema, presione nuevamente el sistema con nitrógeno hasta alcanzar una presión de 10 Kg/cm2 Man. Para iniciar la prueba de hermeticidad del sistema en cuestión.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar una revisión detallada del sistema en bridas, prensa estopas de válvulas de compuertas, automáticas, venteos, purgas, accesorios de instrumentación con la finalidad de detectarposibles fugas y procedera corregirlas de manera oportuna.

IMPORTANTE

Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 11 Kg/cm2 Man. En un tiempo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. En el mismo periodo de tiempo, el personal de operaciones dará por concluida y aceptada la prueba de hermeticidad del sistema separadores de nafta hidrodesulfurada D-12004 y D-12005.


y

Una vez concluida la prueba de hermeticidad, despresione el sistema hasta 1 Kg/cm2 Man. y mantenga esta presión para evitar la entrada de aire al sistema de los separadores de nafta D-12004 y D-12005.

IMPORTANTE El personal de pruebas y arranques dejará los discos ciegos que fueron instalados en las líneas de entrada a la torre desbutanizadora T-12001 durante la realización de las pruebas de hermeticidad, estos dos discos pueden ser removidos, una vez concluida las pruebas de hermeticidad de la torre desbutanizadora T-12001 con la finalidad de integrar los dos sistemas, estos sistemas deben mantenerse presionados con nitrógeno para evitar la entrada de aire. Este sistema también puede ser presionado con gas combustible hasta el momento de poner en operación la unidad durante la etapa de activación del catalizador de los reactores, esto será decisión del personal responsable del arranque de la unidad HDNC. 5.2.4. PRUEBA DE HERMETICIDAD SISTEMA TORRE DESBUTANIZADORA T-12001


Minatitlán-PQ. 5



5.2.4.1.

CONDICIONES PRELIMINARES DE LA PRUEBA DE HERMETICIDAD SISTEMA TORRE DESBUTANIZADORA T-12001

5.2.4.1.1.


y

El sistema de distribución de nitrógeno del complejo hidrodesulfurador de nafta debe estar disponible y en operación.

5.2.4.1.2.


y

Disponer de personal de mantenimiento mecánico para construir arreglos para inyectar nitrógeno a la torre desbutanizadora T-12001.

5.2.4.1.3.


y

Disponer de mangueras para la inyección de nitrógeno al sistema para la prueba de hermeticidad.

5.2.4.2.

PREPARATIVOS PARA LA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA TORRE DESBUTANIZADORA T-12001

IMPORTANTE

5.2.4.2.1.

5.2.4.2.2.

La prueba de hermeticidad para el sistema de la torre desbutanizadora T-12001 se realizará con nitrógeno a una presión de 10 Kg/cm2. Verifique que todos los instrumentos que se encuentren dentro del Operador de Pruebas y circuito establecido estén alineados para ser sometidos a la presión de Arranques de Campo la prueba de hermeticidad. Este trabajo debe ser realizado utilizando los DTI’s asociados a este sistema. Operador de Pruebas Arranques de Campo

y

Cierre todas las válvulas compuerta del sistema de purgas y venteos a la atmósfera asociados o instalados en el sistema que será evaluado durante la prueba de hermeticidad.

IMPORTANTE

5.2.4.2.3.

Las válvulas de purgas y venteos asociadas a las líneas y equipos del sistema de la torre desbutanizadora T-12001 que descargan o desfogan a la atmósfera deben estar bloqueadas / cerradas con su respectivo tapón o brida ciega, esto con el objetivo de confinar el sistema y evitar fugas del circuito durante la realización de las pruebas de hermeticidad. Verifique la posición de los discos ciegos en campo que se encuentran dentro de este sistema de la torre desbutanizadora T-12001 utilizando Operador de Pruebas y los DTI’s validando la correcta posición de los discos para realizar las Arranques de Campo actividades de las pruebas de hermeticidad de dicho sistema. Ver lista de cómales. ANEXO 8.5.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar la correcta posición de los discos ciegos para garantizar dos condiciones:  El aislamiento del sistema torre desbutanizadora T-12001 del resto de los sistemas de la 

5.2.4.2.4.

unidad La alineación o el libre flujo dentro del circuito definido para las pruebas de barrido, inertizado y prueba de hermeticidad.


Abra las válvulas de compuerta ubicadas antes de las válvulas de seguridad instaladas en el circuito de la desbutanizadora, y simultáneamente cierre las válvulas de bypass - directo-directo asociada a estos dispositivos de seguridad. Las válvulas de compuerta ubicadas después de las válvulas de seguridad deben ser cerradas durante las pruebas de hermeticidad.

IMPORTANTE Las válvulas de seguridad que se encuentren dentro del circuito del sistema de la torre desbutanizadora T-12001 deben ser bloqueadas con las válvulas de compuertas ubicadas después de las válvulas de seguridad incluyendo las válvulas de bypass - directo con la finalidad de aislar el circuito definido del sistema de desfogue ácido de la unidad HDNC. VÁLVULADESEGURIDAD

UBICACIÓN-SISTEMA

PSV-12891 A-B

Torre desbutanizadora de Nafta T-12001

PSV-12891 A-B

Tambor acumulador de reflujo D-12006 de la torre desbutanizadora T12001

5.2.4.2.5.


y

5.2.4.2.6.


y

Cierre las válvulas de compuertas de 10”Ø ubicadas en las líneas de succión de las bombas P-12006/R-T del sistema de recirculación del rehervidor H-12002. Cierre las válvulas de compuertas de 8”Ø ubicadas en las líneas de descarga de las bombas P-12006/R(T) del sistemade recirculación del rehervidor H-12002.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe bloquear todas las bombas que estén dentro del circuito previamente establecido, por que los sellos de las bombas no son herméticos, por lo tanto al sistema para la prueba escape del gas utilizado para lahay prueba retardando la presionar aceptaciónel de la hermeticidad del abra circuito en cuestión. Por tal razón que instalarle arreglos temporales en las líneas de descarga para poder hacerles las pruebas de hermeticidad. 5.2.4.2.7.

Operador de Pruebas Arranques de Control

y

Abra la válvula de aislamiento de acción remota VAAR-12002 ubicada en la línea del fondo de la torre desbutanizadora T-12001.

Minatitlán-PQ. 5




5.2.4.2.8.


y

5.2.4.2.9.


y



Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea salida del domo de la torre desbutanizadora T-12001 a los condensadores de la torre desbutanizadora E-12102 A-B.

Verifique que la válvula de compuerta de ¾”Ø de inyección de inhibidor de corrosión (Base HC) asociada a la línea del domo de la torre desbutanizadora este en posición cerrada. Abra las válvulas de compuerta de 1 ½”Ø y la válvula de globo 1 ½”Ø y del sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12024, sistema de reflujo de la torre desbutanizadora T12001. Verifique la alineación de la nafta desde la salida de la torre desbutanizadora T-12001 hasta la entrada lado tubo del precalentador y de carga/fondo de la desbutanizadora E-12011AB. Verifique posición de los cómales, válvulas de purgas y venteos deben estar cerrados, etc..


y


y


y

Verifique la alineación de la nafta salida del precalentador de carga/fondo de la desbutanizadora E-12011AB al precalentador de naftas E-12010 vía torre separadora de nafta T-12002. Cierre la válvula de globo de 6”Ø bypass - directo-directo de la válvula de control de nivel de la desbutanizadora LV-12022 ubicada en la línea salida de nafta de la torre desbutanizadora hacia la torre separadora T12002. Cierra las válvulas de compuerta de 6”Ø bloqueos de la válvula de control de nivel LV-12022 ubicada en la línea salida de nafta de la torre desbutanizadora hacia la torre separadora T-12002.

IMPORTANTE Esta válvula delimita el sistema definido como torre desbutanizadora T-12001 con la torre separadora de nafta T-12002. Abra las válvulas de compuerta y la válvula de globo de 4”Ø de la de Pruebas y válvula de control de flujo FV-12029 ubicada en la línea de recirculación 5.2.4.2.15. Operador Arranques de Campo (paso del rehervidor/calentador) de nafta al rehervidor/calentador H12002. Abra las válvulas de compuerta y la válvula de globo de 4”Ø de la de Pruebas y válvula de control de flujo FV-12031 ubicada en la línea de recirculación 5.2.4.2.16. Operador Arranques de Campo (paso del rehervidor/calentador) de nafta al rehervidor/calentador H12002.

IMPORTANTE

Con las actividades descritas en los dos pasos anteriores hemos dejado el rehervidor/calentador alineado a la torre desbutanizadora de nafta T-12001.

Minatitlán-PQ. 5




5.2.4.2.17.


y

Cierre las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo 1 ½”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de nivel LV-12024 del sistema de agua amargas del tambor de reflujo D-12006 al tanque de almacenamiento de aguas amargas para su posterior tratamiento.

IMPORTANTE

Este arreglo de las válvula de control de nivel delimitan el sistema definido como Torre desbutanizadora considerada en este procedimiento Cierre las válvulas de compuertas y la válvula de globo de 2”Ø de la válvula de control de presión PV-12046 B, sistema de control de Operador de Pruebas y presión al desfogue de ácido – DC ubicada en la línea salida de los 5.2.4.2.18. Arranques de Campo gases del tanque acumulador de reflujo de la torre desbutanizadora D12006. de Pruebas 5.2.4.2.19. Operador Arranques de Campo

y


y

Pruebas 5.2.4.2.21. Operador Arranques dedeCampo

y


y


y

Operador

de

Pruebas


y

Verifique que la válvula de compuerta de 1 ½”Ø del sistema de inyección de gas combustible al tanque acumulador de reflujo de la torre desbutanizadora D-12006 este en posición cerrada. Cierre las válvulas de compuertas de 3”Ø ubicadas en las líneas de succión de las bombas P-12003/R del sistema de recirculación a la torre desbutanizadora T-12001 y gas LPG amargo a la unidad de coque. Cierre las válvulas de compuertas de 2”Ø ubicadas en las líneas de descarga de las bombas P-12003/R del sistema de recirculación a la torre desbutanizadora y LPG amargo a la unidad de coque. Abra las válvulas de compuerta con la válvula de globo de 1 ½”Ø de la válvula de control de flujo FV-12044 sistema de recirculación por flujo mínimo y/o recirculación de las bombas P-12003/R. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø línea de LPG de almacenamiento entrando en la línea común de succión de las bom bas de reflujo P-12003/R. Verifique que la línea salida de LPG amargo del tanque acumulador de recirculación D-12006 hacia la unidad del Coque U-31000 estén alineadas las siguientes válvulas e instrumentos:    

Válvula de control de nivel LV-12023 Coriolis FT-12118 Válvula de bola de 2”Ø después del Coriolis FT-12118 Válvula de compuerta de 2”Ø ubicada antes de la válvula check antes de llegar al límite de batería de la unidad.


y

Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de desfogue asociada con la línea de salida de LPG amargo del tanque acumulador D-12006 este en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5





y

Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada en la línea salida de LPG amargo a la unidad del Coque en el límite de batería de la unidad HDNC este en posición cerrada.

IMPORTANTE Esta válvula del límite de batería delimita el sistema para las pruebas de hermeticidad del sistema de la torre desbutanizadora T-12001. Es recomendable realizar la prueba de hermeticidad de esta línea de LPG amargo a la unidad del Coque independiente para facilitar las pruebas de hermeticidad de este sistema, ya que este opera bajo otras condiciones de presión mas alta. de Pruebas 5.2.4.2.27. Operador Arranques de Campo

y


y


Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo de 1 ½” Ø sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de presión PV-12046A, sistema de gas amargo del tanque acumulador de recirculación D-12006 a la unidad del Coque U-31000. Verifique que la válvula de compuerta de 3”Ø salida de gas amargo del segundo tanque separador de nafta D-12005 este en posición cerrada, este sistema entra en la línea salida de gas amargo de primer separador D-12006 para salir hacia la unidad del Coque.

Verifique que la válvula de 3”Ø ubicada después del arreglo de la válvula de control de presión PCV-12075 del sistema de hidrógeno de y baja pureza de la succión del compresor C-12002 este en posición cerrada, este hidrógeno de baja pureza entra en la línea salida del gas amargo de primer separador D-12006 para salir hacia la unidad del Coque.


Operador

de

y


Pruebas

y


y

Abra las válvulas de compuerta y de bola de 4”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo del instrumento de flujo másico FT-12053- CORIOLIS ubicado en el sistema de gas amargo a la unidad del Coque U-31000. Abra la válvula de bola 4”Ø después del instrumento de flujo másico Coriolis FT-12053 ubicado en la línea salida de gas amargo a la unidad del Coque U-31000. Cierre las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de presión PV12092, ubicada en la línea salida de gas amargo a la unidad del Coque U-31000.

IMPORTANTE Este sistema de control de presión PIC-12092 conectado al cabezal de salida de gas amargo de la unidad HDNC a la unidad del coque fue instalado con la finalidad de aliviar a través de la válvula de control PV-12092 hacia el desfogue ácido – DC cuando el compresor de la unidad del coque este fuera de operación, ya que este gas amargo entra en la succión de la 2 da. Etapa del compresor C31501.

Minatitlán-PQ. 5





y

Cierre la válvula de compuerta de 4”Ø salida del gas amargo de la unidad HDNC hacia la unidad del Coque (vía compresor C-31501) ubicada en el límite de batería de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.

IMPORTANTE Esta válvula del límite de batería delimita el sistema para las pruebas de hermeticidad del sistema de la torre desbutanizadora T-12001. Es recomendable realizar la prueba de hermeticidad de esta línea de Gas amargo a la unidad del Coque independiente para facilitar las pruebas de hermeticidad de este sistema. de Pruebas 5.2.4.2.34. Operador Arranques de Campo

y


y

Notifique al personal de operaciones de pruebas y arranque del coque responsable del suministro de nitrógeno sobre el consumo de adicional de nitrógeno para las pruebas de barrido, inertizado y prueba de hermeticidad de la torre desbutanizadora. Una vez notificado el personal de operaciones de la unidad del coque, abra las válvulas de compuerta de las conexiones temporales para admitir nitrógeno al sistema de la torre desbutanizadora para subir la presión a 1 Kg/cm2 Man. E iniciar barrido de oxigeno.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debepresionar el sistema lentamente hasta 1 Kg/cm2 Man. en esta etapa se debe realizar una revisión detallada del sistema con la finalidad de detectar posibles fugas y poder corregirlas de manera oportuna. Estas pruebas de barrido de oxigeno y pruebas de hermeticidad en este sistema pueden ser realizadas utilizando vapor, pero lo mas recomendable es utilizar nitrógeno, tal como esta redactado este documento. Operador de Pruebas Arranques de Campo

y


y

5.2.4.2.36.

Haga un seguimiento estricto del perfil de presión por medio de los manómetros instalados dentro del circuito, tales como los indicadores locales instalados en la entrada y salidas del rehervidor/calentador H12002, domo de la torre desbutanizadora T-12001 y tanque acumulador de reflujo D-12006. Abra las válvulas de compuerta de los purgas que sean considerados por el personal de operaciones como puntos bajos para drenar posible líquido retenido dentro de estos sistemas durante las pruebas de hidrostáticas y lavados.

IMPORTANTE Las válvulas de compuertas en las líneas dedurante succión descarga las bombas P-12003/R y P-12006/R debenubicadas permanecer bloqueadas lasypruebas de de hermeticidad. de Pruebas 5.2.4.2.38. Operador Arranques de Campo

y

Abra la válvula de compuerta de 2”Ø venteo ubicado en la línea de salida del domo de la torre desbutanizadora T-12001 para desalojar el contenido de oxigeno dentro del sistema.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones no debe dejar que lapresión en el circuito bajede 0.2 Kg/cm2, cuando llegue a este valor presione otra vez a 1 Kg/cm2. Esta maniobra debe ser realizada hasta que los valores de oxígeno en este sistema sea menor o igual a 0.5% vol/vol de oxígeno. de Pruebas 5.2.4.2.39. Operador Arranques de Campo

y


y

Abra las válvulas de compuertas asociadas a los sistemas de venteos y purgas ubicados en la línea de LPG amargo hacia la unidad del Coque para desalojar el oxígeno presente en el sistema. Abra válvulas de compuertas asociadas a los venteos y purgas ubicados en la línea de gas amargo hacia la unidad del Coque para desalojar el oxígeno presente en el sistema.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques puede drenar o ventear por donde considere necesario hasta lograr un contenido de oxígeno menor o igual 0.5% vol/vol. Estas maniobras pueden ser realizadas de forma independiente para facilitar el barrido del oxígeno y garantizar un contenido de oxígeno < 0.5% vol/vol. de Pruebas 5.2.4.2.41. Operador Arranques de Campo

y

Una vez inertizado el sistema, presione nuevamente el sistema con nitrógeno hasta 10 Kg/cm2 Man. para iniciar la prueba de hermeticidad del sistema en cuestión.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar una revisión detallada del sistema en bridas, prensa estopas de válvulas de compuertas, automáticas, venteos, purgas, accesorios de instrumentación con la finalidad de detectar posibles fugas y poder corregirlas de manera oportuna.

IMPORTANTE Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 10 Kg/cm2 Man. en un tiempo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 en un mismo periodo de tiempo de 4 horas. Una vez cumplida con esta condición, el personal de operaciones debe dar por concluida y aceptada la prueba de hermeticidad del sistema de la torre desbutanizadora de nafta T-12001. de Pruebas 5.2.4.2.42. Operador Arranques de Campo

y

Despresione el sistema a 1 Kg/cm2 Man. Para mantener el sistema bajo una atmósfera de nitrógeno con la finalidad de evitar la entrada de aire a este sistema.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Es recomendable dejar el sistema levemente presionado con nitrógeno o gas combustible para evitar entrada de aire al sistema y de esta manera garantizar la inertización del sistema de la torre desbutanizadora de Nafta.

IMPORTANTE Una de las opciones para realizar el barrido y prueba de hermeticidad en el sistemade separación de naftas torre T-12002, es integrar esta sección de la separadora de nafta con la torre desbutanizadora de nafta T-12001 cuando se vaya a despresionar el sistema de la desbutanizadora T-12001, una vez concluida la prueba de hermeticidad para aprovechar este nitrógeno, por lo menos en la primera etapa de barrido, esto nos podría disminuir el consumo de nitrógeno. 5.2.5.

PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA TORRE SEPARADORA DE NAFTAS T12002

IMPORTANTE Una de las opciones para realizar el barrido y prueba de hermeticidad en el sistemade separación de naftas torre T-12002, es integrar esta sección de separadora de nafta con la torre desbutanizadora de nafta T-12001 cuando se vaya a despresionar el sistema de la desbutanizadora T-12001 para aprovechar este nitrógeno, por lo menos en la primera etapa de barrido, esto nos podría disminuir el consumo de nitrógeno. La otra es presionando el sistema de separación de nafta T-12002 con nitrógeno a través de conexiones temporales. El barrido y prueba de hermeticidad se realizará solamente en esta sección sin integrarla con la torre desbutanizadora T-12001. 5.2.5.1 CONDICIONES PRELIMINARES A LA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL . SISTEMA TORRE SEPARADORA DE NAFTAS T-12002

5.2.5.1.1.


y

El sistema de distribución de nitrógeno de la unidad hidrodesulfuradora de naftas de coquización disponible y en operación.

5.2.5.1.2.


y

Disponer del personal de mantenimiento para todos los trabajos mecánicos, tales como: arreglos con mangueras, tuberías, etc.


y

5.2.5.1.3.

Disponer del material para realizar las pruebas de fugas, aprietes de bridas, mangueras, etc.

5.2.5.1.4.


y

El personal de operaciones de pruebas y arranques puede tomar la decisión de realizar esta prueba de hermeticidad con vapor o gas combustible si no se dispone de nitrógeno.

Minatitlán-PQ. 5




5.2.5.2 PREPARATIVOS PARA LA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA . TORRE SEPARADORA DE NAFTAS T-12002

IMPORTANTE La prueba de hermeticidad en el sistema separador de naftas T-12002 se realizará con nitrógeno a una presión de 1.8 Kg/cm2 Man. El circuito definido como Torre Separadora de Naftas T-12002 paraeste procedimiento no incluirá las líneas de descarga de las bombas P-12026/P-12026R (T) Nafta de apagado a los reactores de la unidad, ya que estas líneas operan entre 55 - 60 Kg/cm2 Man. Por lo tanto estecircuito se debe realizar de forma independiente a una presión de 10 Kg/Cm2 Man. Utilizando nitrógeno, dejando aclarado que la presión para la prueba debería ser realizada a 48 Kg/Cm 2 Man. Pero no hay manera de integrar este sistema con la sección de reacción durantela realización de laprueba de hermeticidad de este circuito de reacción, por lo tanto la prueba de hermeticidad dede ser realizada de forma independiente. Sin embargo el circuito definido en este procedimiento incluirá las líneas de succión de dichas bombas.

5.2.5.2.1.


y

5.2.5.2.2.

Operador

y

de

Pruebas

Arranques de Campo

Verifique que todos los instrumentos que se encuentran instalados dentro del circuito establecido para las pruebas de hermeticidad estén alineados al proceso que será sometido a la presión de la prueba de hermeticidad. Cierre las válvulas de compuerta de los sistemas de purgas y venteos que desfogan a la atmósfera que se encuentren dentro del sistema establecido para la prueba de hermeticidad.

IMPORTANTE

5.2.5.2.3.

Todas las válvulas de compuerta de los sistemas de purgas y venteos deben ser bloqueadas, cegadas con su tapón o brida ciega para evitar fugas del circuito durante la prueba de hermeticidad. Verifique la posición de los cómales instalados en campo dentro del Operador de Pruebas y circuito establecido para la realización de la prueba dehermeticidad del Arranques de Campo sistema separadora de naftas T-12002, estén en la posición correcta. Ver lista de juntas ciegas/cómales. ANEXO 8.5.

IMPORTANTE La revisión de la posición de los cómales o juntas ciegas instalados en el sistema deben ser revisados utilizando los DTI’s de la unidad con la finalidad de validar la correcta posición de estos dispositivos de bloqueo para garantizar dos condiciones generales:  

Delimitar o aislar el sistema del resto de los sistemas asociados a esta sección de la unidad hidrodesulfurador de naftas. Garantizar el libre flujo dentro del circuito establecido para realizar las actividades de barrido, inertizado y finalmente la prueba de hermeticidad del sistema evaluado.

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5.2.5.2.4.


Abras las válvulas de compuerta ubicadas antes de las de seguridad PSV’s y Cierre las válvulas de compuerta ubicadas después de las y válvulas de seguridad – PSV-‘s instalada en el circuito torreseparadora de nafta T-12002 incluyendo las válvulas de bypass - directo – directo asociada a los dispositivos de seguridad descritos en la lista siguiente:

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas yarranques debe bloquear las válvulas de seguridad enla válvula de compuerta después de las PSV’s que se encuentren instaladas dentro del circuito definido para la prueba de hermeticidad. VÁLVULADESEGURIDAD

5.2.5.2.5.

UBICACIÓN-SISTEMA

PSV-12911 A-B

Torre separadora de naftas T-12002

PSV-12912 A-B

Tanque acumulador de reflujo de la torre separadora de nafta D-12007

PSV-12913 A-B

Línea de salida de nafta ligera a almacenaje, ubicadas aguas debajo de los enfriadores E-12008 A-B-C-E

PSV-12917 A/B

Línea de salida de nafta pesada a almacenaje


y

Cierre las válvulas de compuertas de la succión y descarga de cada una de las bombas que se encuentran dentro del circuito establecido: P-12004/P-12004R/P-12025/P-12025R-(T)/P-12005/P-12005R/P12026/P-12026R (T).

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe bloquear todas las bombas que estén dentro del circuito previamente establecido, por que los sellos de las bombas no son herméticos, por lo tanto al presionar el sistema para la prueba se producirá un escape del gas utilizado para la prueba, lo cual retardaría la aceptación de la hermeticidad del circuito en cuestión. Por tal razón hay que instalarle arreglos temporales en las líneas de descarga para poder hacerles las pruebas de hermeticidad. 5.2.5.2.6.


y


y

5.2.5.2.7.

5.2.5.2.8.


y

Verifique que las válvula de compuerta de 6”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo - directo de la válvula de control de nivel LV-12022 de la torre desbutanizadora T-12001, nafta a la separadora de nafta T-12002 estén en posición cerradas. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypassde - directo deseparadora la válvula dedecontrol de flujo FV12041, sistema reflujo –directo de la torre nafta T-12002. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø del sistema de nafta de arranque entrando a la línea del fondo de la torre separadora de nafta T-12002 este en posición cerrada y el cómale instalado lado bloqueo.

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5.2.5.2.9.


y

5.2.5.2.10.

Operador Pruebas Arranques dedeControl

y


y


y


y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada en el fondo de la torre separadora T-12002, sistema de inyección de vapor de baja presión a la torre separadora de nafta este en posición cerrada. Abra la válvula de aislamiento de acción remota VAAR-12004 ubicada en nafta la línea común dede laslabombas P-12005-R y P-12026-R (T), salida de hidrotratada torre separadora T-12002 hacia almacenaje y nafta de apagado. Abra la válvula de aislamiento de acción remota VAAR-12004A ubicada en la línea común de succión de las bombas P-12025/R circulación de nafta al rehervidor/calentador H-12003 de latorre separadora T-12002. Verifique que todos los instrumentos asociados a la torre separadora de nafta T-12002 estén alineados al proceso. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12120 entrada de nafta a los pasos del rehervidor/calentador H-12003 de la torre separadora de nafta T-12002. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12122 entrada de nafta a los pasos del rehervidor/calentador H-12003 de la torre separadora de nafta T-12002.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe revisar la alineación desde la descarga de las bombas P12025/R hasta las bridas de entrada de los pasos del rehervidor H-12003, simultáneamente la alineación de todos los instrumentos asociados a este sistema de circulación del horno H-12003. de Pruebas 5.2.5.2.15. Operador Arranques de Campo

y

Abra las válvula de compuerta de 3”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo - directo de la válvula de control de flujo FV12061 del sistema de flujo mínimo y/o recirculación de las bombas P12005/R.

IMPORTANTE Con esta alineación esta parte del sistema será presionado desde la torre separadora T-12002 hacia las líneas de descarga de las bombas P-12005/R y la línea salida de nafta hidrotratada a los tanques de almacenaje. de Pruebas 5.2.5.2.16. Operador Arranques de Campo

y

Cierre las válvulas de-compuerta de 2”Ø válvulade decontrol globo sistema de bloqueo y bypass directo - directo deylalaválvula de flujo FV-12052 del sistema de flujo mínimo y/o recirculación de las bombas de nafta de apagado P-12026/R (T).

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IMPORTANTE En este procedimiento no esta contemplado hacerle la prueba de hermeticidad al sistema de nafta de apagado hacia los reactores R-12002/R-12003 A-B, solamente esta contemplado hacerle prueba de hermeticidad hasta las válvulas de compuerta ubicadas en las líneas de succión de cada unamas de alta las bombas P-12026/R (T). Este sistema debeprueba ser presionado a una condición presión que la que se esta considerando en esta de la separadora de nafta de T12002. Ya que estas bombas operan con una presión en la descarga entre 55 - 60 Kg/Cm2 Man. de Pruebas 5.2.5.2.17. Operador Arranques de Campo

y


y


Operador

de

Pruebas

y


y


y


y

Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de nivel LV-12027 de la torre separadora de nafta T-12002. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø ubicadas en las líneas de entrada y salida del lado cuerpo del segundo enfriador de nafta producto E-12007 A-B-C. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de bola sistema de bloqueo y bypass - directo delCORIOLIS FT-12002 ubicado en lalínea de nafta hidrotratada a tanques de almacenaje. Abra la válvula de bola de 4”Ø ubicada después del instrumento medidor de flujo másico CORIOLIS FT-12002 ubicada en la línea de nafta hidrotratada a tanques de almacenaje. Verifique la válvula de compuertade denafta 4”Ø línea deposición recirculación de nafta de laque unidad hidrodesulfuradora este en abierta. Verifique que la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de nafta de producción a almacenaje en el límite de batería este en posición cerrada.

IMPORTANTE Este sistema debe estar bloqueado y el cómal tipo F8 de 6”Ø ubicado en el límite de batería debe estar instalado en posición lado ciego. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø ubicado en la línea de de Pruebas y nafta producción fuera de especificación en el límite de batería este en 5.2.5.2.23. Operador Arranques de Campo posición cerrada. de Pruebas 5.2.5.2.24. Operador Arranques de Campo

y


y

Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de bola sistema de bloqueo y bypass - directo del instrumento registrador de flujo másico CORIOLIS FT-12002 del sistema de nafta a la unidad U-500. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea de nafta de producción a la unidad 500 en el límite de batería este en posición cerrada.

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IMPORTANTE Las pruebas de hermeticidad del sistema de producción/salida de nafta en especificación, nafta fuera de especificación y nafta a la unidad 500 pueden ser realizadas de formas independientes y con una presión de 6 Kg/cm2 Man. Presión diferente a la usada en la torre separadora de naftas T-12002. de Pruebas 5.2.5.2.26. Operador Arranques de Campo

y

Abra las válvulas de compuerta de 8”Ø ubicadas en las líneas de entrada del condensador de la torre separadora de nafta EA-12003.


y

Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø ubicadas en las líneas de salida del condensador de la torre separadora de nafta EA-12003.


y


y

Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de presión PV-12059 A, directo o bypass - directo del condensador de la torre separadora de nafta EA-12003. Cierre las válvulas de compuerta de 3”Ø y la válvula de globo de 2”Ø del arreglo de la válvula de control de presión PV-12059 B desfogue al sistema de baja presión.

IMPORTANTE Este lazo de control compartido (PV-12059 A/ PV-12059 B) pertenecen al sistema de control de presión de la torre separadora de nafta PIC-12059. de Pruebas 5.2.5.2.30. Operador Arranques de Campo

y


y


y


y


y

5.2.5.2.34.

Verifique que la válvula de 1 ½”Ø del sistema de inyección de gas combustible al tambor acumulador de reflujo de la torre separadora de naftas D-12007 este en posición cerrada y con el cómal tipo F8 instalado en posición de bloqueo. Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12062 del sistema de flujo mínimo y/o recirculación de las bombas P-12004/R recirculando al tambor D-12007. Verifique que las válvulas de compuerta de 6”Ø de succión y descarga de las bombas de reflujo de la torre separadora de nafta ligera P12004/R estén en posición cerradas. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada en las líneas de entrada de los enfriadores de naftas ligera producto E-12008 A-B-C-D-E. Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y válvula de globo sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de nivel LV-12028 del tanque acumulador de reflujo D-12007 ubicadas en la línea de salida de nafta ligera de producción a almacenaje de la torre separadora de naftas T-12002.

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y

Operador dedeCampo Pruebas 5.2.5.2.36. Arranques

y


y


y

5.2.5.2.35.

Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de bola sistema de boqueo y bypass - directo del instrumento registrador de flujo másico CORIOLIS FT-12042 ubicada en la línea de salida de nafta ligera de producción a almacenaje. Abra la válvula manual de cierre hermético tipo macho con doble sello ubicado después del CORIOLIS FT-12042 ubicada en la línea de salida de nafta ligera de producción a almacenaje o Isomerización. Verifique la alineación del sistema de nafta ligera a la unidad de Isomerización, solamente debe estar cerrada la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en el límite de batería de la unidad. Verifique la alineación del sistema de nafta ligera al Pool de Gasolinas, solamente debe estar cerrada la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en el límite de batería de la unidad.

IMPORTANTE Estas dos válvulas ubicadas en el límite de batería de la unidad del sistema de producción de nafta ligera son los límites de este circuito en cuestión. Estos sistemas pueden ser segregados para facilitar la prueba de hermeticidad, ya que esto facilita la ubicación de posibles fugas de una forma más rápida y sencilla. Pruebas 5.2.5.2.39. Operador Arranques dedeCampo

y

Abra las válvulas de las conexiones temporales para admitir nitrógeno al sistema de la torre separadora de nafta T-12002 para subir la presión a 1 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe presionar el sistema lentamente hasta 1 Kg/cm2 Man. en esta etapa se debe realizar una revisión detallada del sistema con la finalidad de detectar posibles fugas y poder corregirlas de manera de oportuna. El personal responsable de la prueba evaluará la posibilidad de usar gas combustible para realizar estas pruebas, si no hay disponibilidad de nitrógeno, Tomando en consideración los riesgos asociados al maniobrar este tipo de hidrocarburo.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques si toma la decisión de utilizar gas combustible debe despresionar al sistema de desfogue de baja presión durante la etapa de barrido del circuito. Haga un seguimiento estricto del comportamiento de la presión del sistema en los diferentes manómetros instalados en todo el sistema Operador dedeCampo Pruebas y Torre separadora de naftas T-12002, tanque acumulador de reflujo de 5.2.5.2.40. Arranques la torre separadora de naftas D-12007, salida del rehervidor/calentador H-12003 y línea salida a Isomerización y Pool de gasolinas.

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y

Abra las purgas que se consideren como puntos bajos para drenar posible líquido retenido/dejado dentro de estos sistemas durante las pruebas hidrostáticas y lavados.

IMPORTANTE Durante las maniobras de drenaje y barrido del oxígeno se debe mantener la inyección de nitrógeno tratando de mantener en el sistema la presión a 1 Kg/cm2 Man. Con la finalidad de facilitar el barrido de oxigeno, simultáneamente optimizar el consumo de nitrógeno. de Pruebas 5.2.5.2.42. Operador Arranques de Campo

y

Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø instalado en el domo del tambor acumulador de reflujo de la torre separadora de naftas D-12007 para facilitar el barrido del oxígeno presente en el sistema.

IMPORTANTE El personal de operaciones no debe dejar que la presión en el circuito baje de 0.2 Kg/cm2 Man. Por lo tanto se debe mantener la inyección del nitrógeno durante los venteos y purgas del circuito para incrementar la presión a 1 Kg/cm2 Man. Esta maniobra puede ser realizada hasta que los valores de oxígeno sean menor o iguales a 0.5% vol/vol de oxígeno. de Pruebas 5.2.5.2.43. Operador Arranques de Campo

y

Abra las válvulas de compuerta de ¾”Ø de los sistemas de venteos y purgas ubicados en las líneas de salida de producción de nafta ligera y pesada para desalojar el contenido de oxígeno presente en el sistema.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques puede drenar o ventear por donde considere necesario hasta lograr un contenido de oxígeno menor o igual 0.5 vol/vol. Estas maniobras pueden ser realizadas de forma independiente para facilitar el barrido del oxígeno y garantizar un contenido de oxígeno menor o igual al valor predeterminado para estas pruebas. Operador

de

Pruebas


y

Una vez inertizado el sistema, presione nuevamente el sistema con nitrógeno hasta una presión de 1.8 Kg/cm2 Man. Para iniciar la prueba de hermeticidad del sistema.


IMPORTANTE Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 2 Kg/cm2 Man. en un periodo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. en un periodo de 4 horas, se dará por concluida la prueba de hermeticidad del sistema de la torre separadora de nafta T-12002.

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IMPORTANTE Es recomendable dejar el sistema levemente presionado con nitrógeno o gas combustible para evitar la entrada de aire al sistema y de esta manera garantizar la inertización del sistema. La unidad hidrodesulfuradora de nafta ha quedado inertizado y con todos los sistemas aceptados desde le punto de vista de prueba hermeticidad.

PRUEBA DE HERMETICIDAD LINEAS DE DESCARGA DE LAS BOMBAS DE NAFTA DE APAGADO HASTA LAS VÁLVULAS DE COMPUERTA DE 2” DE DIAMETRO NAFTA DE ENFRIAMIENTO A LOS REACTORES R-12003 A/B Y R-12002. Abra las válvulas de bloqueo y directo de la válvula de control reflujo FVde Pruebas y 12006 estén en posición abiertas del sistema de nafta de apagado al 5.2.5.2.45. Operador Arranques de Campo reactor hidrodesulfurador R-12002. Cierre la válvula de compuerta de 2” de diámetro ubicada después dela de Pruebas y válvula de control de flujo FV-12006 del sistema de nafta de apagado al 5.2.5.2.46. Operador Arranques de Campo reactor hidrodesulfurador R-12002. Abra las válvulas de bloqueo y directo de la válvula de control reflujo FVde Pruebas y 12131A estén en posición abiertas del sistema de nafta de apagado al 5.2.5.2.47. Operador Arranques de Campo reactor hidrodesulfurador R-12003A. de Pruebas y Cierre de 2” dedel diámetro de la válvulaladeválvula controldedecompuerta flujo FV-12131A sistemaubicada de naftadespués de apagado 5.2.5.2.48. Operador Arranques de Campo al reactor hidrodesulfurador R-12003A.

Abra las válvulas de bloqueo y directo de la válvula de control reflujo FVde Pruebas y 12131B estén en posición abiertas del sistema de nafta de apagado al 5.2.5.2.49. Operador Arranques de Campo reactor hidrodesulfurador R-12003B. Cierre la válvula de compuerta de 2” de diámetro ubicada después de la de Pruebas y válvula de control de flujo FV-12131B del sistema de nafta de apagado 5.2.5.2.50. Operador Arranques de Campo al reactor hidrodesulfurador R-12003B. Instale una facilidad en la válvula de drenaje de la válvula de control de Pruebas y automático FV-12006 para admitir nitrógeno al sistema y presionarlo a 5.2.5.2.51. Operador Arranques de Campo 10 Kg/Cm2 Man.



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IMPORTANTE Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 2 Kg/cm2 Man. en un periodo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. en un periodo de 4 horas, se dará por concluida la prueba de hermeticidad del sistema de nafta de apagado. 5.2.6.

PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE HIDROGENO DE REPOSICION DEL COMPRESOR C-12001/C-12002-T

IMPORTANTE Para realizar la prueba de hermeticidad al sistema definido como hidrógeno de reposición se dividió en dos circuitos: Sistemas asociados al compresor de Hidrógeno de reposición C-12001 y los sistemas asociados a las líneas de distribución de hidrógeno del compresor C-12001 y C12002 incluyendo la línea del anti-surge/anti-oleaje. Esta prueba de hermeticidad será realizada a 35 Kg/Cm2 Man. 5.2.6.1.

PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA COMPRESOR DE HIDRÓGENO DE REPOSICIÓN C-12001

5.2.6.1.1.

PREPARATIVOS PARA BARRIDO DE OXIGENO Y PRUEBA DE HERMETICIDAD

Verifique que esté en posición cerrada la válvula de 3” de diámetro de pruebas y ubicada en la línea de hidrógeno de reposición en el límite de batería de 5.2.6.1.1.1. Operaciones arranque la unidad HDNC y el comal de 3” de diámetro este en posición de bloqueo. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de la de pruebas y línea de entrada de hidrógeno de reposición ubicadas en el límite de 5.2.6.1.1.2. Operaciones arranque batería estén cerradas. 5.2.6.1.1.3. Mecánico arranque

de

pruebas

y

Instale conexión temporal (Manguera) desde la válvula de purga de ¾” Ø ubicada en la línea de reposición de hidrógeno hasta la válvula de bloqueo del manómetro PI-12064 (El manómetro debe ser removido), ambas válvulas ubicadas en el límite de batería de HDNC.

IMPORTANTE Esta conexión temporal es para poder desviar la válvula check/retensión y de esta manera poder ventear el sistema por la válvula de venteo de ¾” de diámetro en sentido contrario, ya que el nitrógeno para inertizar el sistema será admitido por la conexión temporal de nitrógeno existente la cual se conecta con la línea de succión del compresor C-12001. de pruebas y Abra la válvula de compuerta de 4”Ø de la línea de reposición de 5.2.6.1.1.4. Operaciones arranque hidrógeno a la unidad HDNC ubicada en el límite de batería.

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Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de cierre hermético de pruebas y tipo macho sistema de bloqueo y directo del Coriolis FT-12043 5.2.6.1.1.5. Operaciones arranque instrumento registrador de flujo ubicado en la línea de hidrógeno de reposición. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾”Ø purgas ubicadas antes 5.2.6.1.1.6. Operaciones de pruebas y y después del instrumento de flujo CORIOLIS FT-12043 estén en arranque posición cerrada. Abra la válvula de cierre hermético tipo macho ubicada después del Operaciones de pruebas y instrumento registrador de flujo de hidrógeno de reposición Coriolis FT5.2.6.1.1.7. arranque 12043. Verifique que las válvulas dos de compuerta de 2”Ø sistema de venteo de pruebas y de la línea de reposición de hidrógeno ubicadas antes y después de la 5.2.6.1.1.8. Operaciones arranque válvula descrita en el punto anterior estén en posición cerrada y con su respectiva junta ciega. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y las dos válvula de globo de 3” de pruebas y y 1 “Ø respectivamente, sistema de bloqueo y directos de la válvula de 5.2.6.1.1.9. Operaciones arranque control de flujo FV-12013 del sistema de hidrógeno de reposición. Operaciones de pruebas y

5.2.6.1.1.10 arranque – sala de control

Abra la válvula de control de flujo FV-12013 del sistema de hidrógeno de reposición desde la sala de control.

Verifique que la válvula de compuerta de 1”Ø del sistema de la toma de de pruebas y muestra ubicada en la línea de reposición de hidrógeno a la succión del 5.2.6.1.1.11 Operaciones arranque compresor C-12001 ubicada después de la válvula de control de flujo FV-12013 este en posición cerrada. de pruebas y Abra la válvula de compuerta de 3”Ø directo del tanque de succión D5.2.6.1.1.12 Operaciones arranque 12009 y del compresor hidrógeno de reposición C-12002-T.

Abra la válvula de compuerta de 3”Ø directo del tanque de succión Dde pruebas y 12009 y del compresor hidrógeno de reposición C-12001 ubicada 5.2.6.1.1.13 Operaciones arranque después de la válvula check antes de conectarse con la línea de descarga del compresor C-12001.

IMPORTANTE

5.2.6.1.1.14

Estas dos válvulas están asociadas a la línea de bypass - directo/directo del tanque de succión D12009 y el compresor C-12001 la cual se conecta con la línea de descarga del compresor C12001, lo cual permite admitir hidrógeno a la unidad de HDNC sin tener que pasar por estos equipos. Abra las dos válvulas de compuerta de 2”Ø ubicadas en la línea de Operaciones de pruebas y hidrógeno de arranque utilizada para presionar el compresor C-12002-T, arranque

esta línea se conecta con la línea de 2”Ø de admisión de nitrógeno al compresor de recirculación de hidrógeno C-12002-T.

Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de de pruebas y inyección de nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno 5.2.6.1.1.15 Operaciones arranque de recirculación C-12002-T estén en posición cerrada.

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Verifique que la válvula de compuerta de 1 ½”Ø del sistema de de pruebas y purga/desfogue a la atmósfera de la línea de succión del compresor C5.2.6.1.1.16 Operaciones arranque 12002-T este en posición cerrada.

IMPORTANTE Esta válvula de compuerta seráabierta por el personal de operaciones depruebas y arranque una vez que el sistema este presionado, con la finalidad de purgar o ventear para agilizar la inertización o barrido de oxigeno del sistema definido como compresor de hidrógeno de reposición C-12001. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø inyección de nitrógeno a la línea de pruebas y de succión del compresor C-12002-T antes de la válvula de 5.2.6.1.1.17 Operaciones arranque bloque/cierre de emergencia HV-12007. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø inyección de nitrógeno a la línea de pruebas y de succión del compresor C-12002-T después de la válvula de 5.2.6.1.1.18 Operaciones arranque bloque/cierre de emergencia HV-12007. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø inyección de nitrógeno a la línea de pruebas y de descarga del compresor C-12002-T después de la válvula de 5.2.6.1.1.19 Operaciones arranque bloque/cierre de emergencia HV-12008.

IMPORTANTE El cierre de las últimas cinco válvulas delimitan el sistema definido como compresor de hidrógeno de reposición C-12001. de pruebas y Abra la Válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea de entrada al 5.2.6.1.1.20 Operaciones arranque tanque de succión D-12009 del compresor C-12001.

Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø conexión para lavado de pruebas y químico ubicada en la línea de entrada altanque D-12009 de lasucción 5.2.6.1.1.21 Operaciones arranque del compresor C-12001 este en posición cerrada y con su brida ciega.

IMPORTANTE El personal de operaciones utilizara esta válvulas para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Verifique que toda la instrumentación asociada al tanque de succión del de pruebas y compresor D-12009 esté alineada al proceso (Trasmisores, árbol delos 5.2.6.1.1.22 Operaciones arranque instrumentos de nivel, Cristales de nivel, etc, etc.). Verifique que todos los comal / figuras ocho F8 estén de acuerdo al de pruebas y requerimientos por operaciones para poder realizar esta actividad ver 5.2.6.1.1.23 Operaciones arranque lista de comal en el anexo 8.5. Cierre la válvula de ¾”Ø purga/venteo del árbol del instrumento de nivel de pruebas y LG-12036 al sistema de desfogue de alta presión ubicado en el tanque 5.2.6.1.1.24 Operaciones arranque de succión D-12009 del compresor C-12001.

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Cierre las dos válvulas de 1 ½”Ø sistema de purga al sistema de purgas de pruebas y de equipos del árbol del instrumento de nivel LG-12036 ubicado en el 5.2.6.1.1.25 Operaciones arranque tanque de succión D-12009 del compresor C-12001. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada después de la válvula de de pruebas y control de nivel LV-12012 del tanque D-12009, sistema de purga al 5.2.6.1.1.26 Operaciones arranque desfogue de alta presión. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada antes de la válvula de Operaciones de pruebas y control de nivel LV-12012 del tanque D-12009, sistema de purga al 5.2.6.1.1.27 arranque desfogue de alta presión. Verifique que las válvulas de compuerta ¾”Ø ubicadas antes y después de pruebas y de la válvula de control de nivel LV-12012 del tanque D-12009, sistema 5.2.6.1.1.28 Operaciones arranque de purga al desfogue de alta presión deben estar en posición cerradas.

IMPORTANTE El personal de operaciones utilizara estas dos válvulas para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Cierre la válvula de globo 1 ½”Ø directo de la válvula de control de nivel de pruebas y LV-12012 del tanque D-12009, sistema de purga al desfogue de alta 5.2.6.1.1.29 Operaciones arranque presión. de pruebas y Abra la de válvula control dedenivel del tanque D-12009, sistema purgade al desfogue alta LV-12012 presión desde la sala de control 5.2.6.1.1.30 Operaciones arranque – Sala de control y/o bunker.

Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de pruebas y de vapor al tanque de succión D-12009 este en posición cerrada y con 5.2.6.1.1.31 Operaciones arranque su respectiva brida ciega. Cierre las dos válvulas compuerta y globo de 2”Ødirecto de las válvulas de pruebas y de seguridad PSV-12931XA/PSV-12931XB asociadas al tanque de 5.2.6.1.1.32 Operaciones arranque succión D-12009. de pruebas y Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø ubicadas antes de las válvulas 5.2.6.1.1.33 Operaciones arranque de seguridad PSV-12931XA/B asociadas al tanque de succión D-12009.

Cerrar las válvulas de compuerta de 4”Ø ubicadas después de las de pruebas y válvulas de seguridad PSV-12931XA/B asociadas al tanque de succión 5.2.6.1.1.34 Operaciones arranque D-12009. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾”Ø ubicadas antes y 5.2.6.1.1.35 Operaciones de pruebas y después de las válvulas de seguridad PSV-12931XA/B asociadas al arranque tanque de succión D-12009 estén en posición cerradas.

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IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las dos válvulas ubicadas antes de las PSV-12931XA/B para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. de pruebas y Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø sistema de purga/venteo ubicada en la línea de succión del compresor C-12001 este en posición 5.2.6.1.1.36 Operaciones arranque cerrada y con su junta ciega.

IMPORTANTE El personal de operaciones utilizara esta válvula para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de bloqueo de de pruebas y emergencia HV-12005 ubicada en la línea de succión del compresor C5.2.6.1.1.37 Operaciones arranque – Sala de control 12001. Abras las dos válvula de cierre hermético tipo macho de 4”Ø ubicadas de pruebas y en la línea de succión del compresor de hidrógeno de reposición C5.2.6.1.1.38 Operaciones arranque 12001. Cierre las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de ¾”Ø, sistema de pruebas y para despresionar el tanque D-12009 y la línea de succión del 5.2.6.1.1.39 Operaciones arranque compresor C-12001 al sistema de desfogue de alta presión de la unidad. Abra la válvula de compuerta de 1½”Ø sistema de inyección de de pruebas y nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno de 5.2.6.1.1.40 Operaciones arranque reposición C-12001. Abra la válvula de compuerta de 1½”Ø sistema de inyección de Operaciones de pruebas y nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno de 5.2.6.1.1.41 arranque reposición C-12001 ubicada después de la válvula de check. Cierre la válvula de compuerta de ¾”Ø sistema de inyección de de pruebas y nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno de 5.2.6.1.1.42 Operaciones arranque reposición C-12001 ubicada después de la válvula de check descrita en el punto anterior. Verifique que la válvula de compuerta de 1½”Ø del sistema de inyección de pruebas y de nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno de 5.2.6.1.1.43 Operaciones arranque reposición C-12001 ubicada antes de la válvula de check este en posición cerrada.

IMPORTANTE Esta válvulavaya debea ser abierta la para admitir nitrógeno cuando el personal de operaciones pruebas y arranque comenzar etapa de purgar e inertizar y prueba de hermeticidad del de sistema de hidrógeno de reposición del compresor C-12001. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada antes de la válvula de de pruebas y control de presión PV-12066, sistema de control presión del compresor 5.2.6.1.1.44 Operaciones arranque C-12001.

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Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada después de la válvula de de pruebas y 5.2.6.1.1.45 Operaciones control de presión PV-12066, sistema de control presión del compresor arranque C-12001. de pruebas y Cierre la válvula de globo de 1 ½”Ø directo de la válvula de control de 5.2.6.1.1.46 Operaciones arranque presión PV-12066, sistema de control presión del compresor C-12001. de pruebas y Cierre las válvulas de compuerta de ¾”Ø ubicadas antes y después de la válvula de control de presión PV-12066, sistema de control presión 5.2.6.1.1.47 Operaciones arranque del compresor C-12001.

IMPORTANTE El personal de operaciones utilizara esta válvula para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de control de presión de pruebas y PV-12066 del sistema de control de presión del compresor de hidrógeno 5.2.6.1.1.48 Operaciones arranque de reposición C-12001. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 2”Ø conexión para de pruebas y lavado químico ubicadas en las líneas de succión y descarga del 5.2.6.1.1.49 Operaciones arranque compresor de hidrógeno de reposición C-12001 este en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones utilizara esta válvula para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Verifique que el compresor de hidrógeno de reposición tenga los Operaciones de pruebas y cómales tipo figura ocho F8, instalados en la brida de succión y 5.2.6.1.1.50 arranque descarga del compresor estén instalados al lado de bloqueo. Abra la válvula de compuerta 1 ½”Ø sistema para inyectar nitrógeno a la de pruebas y línea de entrada al tanque D-12009, a través del sistema de inyección 5.2.6.1.1.51 Operaciones arranque de nitrógeno ubicado en la línea salida del tanque D-12009. de pruebas y Abra las dos válvulas de compuerta 1 ½”Ø sistema de inyección de 5.2.6.1.1.52 Operaciones arranque nitrógeno de la línea de descarga del compresor C-12001.

Abra la válvula de compuerta de 1 ½ “Ø del sistema descrito en punto de pruebas y anterior ubicada antes de llegar a la línea de descarga del compresor C5.2.6.1.1.53 Operaciones arranque 12001. Abra la válvula de compuerta y de globo 1 ½”Ø asociada a la línea de 5.2.6.1.1.54 Operaciones de pruebas y arranque o recirculación del compresor C-12001 la cual se conecta con arranque la línea de salida del enfriador E-12005 A/B. Abra la válvula de compuerta de 1 ½”Ø ubicada antes de entrar a la de pruebas y línea de succión del compresor C-12001 sistema de recirculación del 5.2.6.1.1.55 Operaciones arranque equipo o línea de arranque.

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Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø antes de las válvulas de de pruebas y seguridad PSV-129032XA/B ubicadas en la línea de descarga del 5.2.6.1.1.56 Operaciones arranque compresor C-12001. Cierre las válvulas de compuerta de 4”Ø después de las válvulas de de pruebas y seguridad PSV-12932XA/B ubicadas en la línea de descarga del 5.2.6.1.1.57 Operaciones arranque compresor C-12001. Cierre las válvulas de compuerta de ¾”Ø purgas a la atmósfera de pruebas y ubicadas antes y después de las válvulas de seguridad PSV5.2.6.1.1.58 Operaciones arranque 12932XA/B.

IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las dos válvulas ubicadas antes de las PSV-12932XA/B para purgar el sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. de pruebas y Cierre la válvula de compuerta y de globo directos de las válvulas de 5.2.6.1.1.59 Operaciones arranque seguridad PSV-12932XA/B.

Abra la válvula de compuerta de3”Ø ubicada en la línea de descarga del de pruebas y compresor C-12001 antes de la válvula de bloqueo/cierre de 5.2.6.1.1.60 Operaciones arranque emergencia HV-12006. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de cierre/bloqueo de de pruebas y emergencia HV-12006 ubicada en la línea de descarga del compresor 5.2.6.1.1.61 Operaciones arranque – sala de control 5.2.6.1.1.62

Operaciones de pruebas y arranque

C-12001. Abra la válvula de compuerta de 3”Ø después de la válvula check ubicada en la línea de descarga del compresor de hidrógeno de reposición C-12001.

Abra la válvula de compuerta de 3”Ø sistema de recirculación del de pruebas y compresor ubicada antes del arreglo de la válvula de control de presión 5.2.6.1.1.63 Operaciones arranque PV-12073. Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo de 1” del de pruebas y sistema de bloqueo y directo de la válvula de control de presión PV5.2.6.1.1.64 Operaciones arranque 12073. de pruebas y Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de control de presión 5.2.6.1.1.65 Operaciones arranque – Sala De control PV-12073 recirculación de hidrógeno del compresor C-12001.

Cierre las válvulas de compuerta de ¾”Ø purgas/desfogue a la de pruebas y atmósfera ubicadas antes y después de la válvula de control de presión 5.2.6.1.1.66 Operaciones arranque PV-12073. de pruebas y Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø sistema de hidrógeno de reposición de la descarga del compresor C-12001 entrando a la línea de 5.2.6.1.1.67 Operaciones arranque descarga del compresor de hidrógeno de recirculación C-12002-T.

Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de hidrógeno de de pruebas y reposición entrando en la línea de descarga de hidrógeno de 5.2.6.1.1.68 Operaciones arranque recirculación del compresor C-12002-T.

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IMPORTANTE Estas dos válvulas de compuerta de 3 y 2”Ø delimitan el sistema definido como hidrogeno de reposición del compresor C-12001 conjuntamente con la válvula de 3”Ø ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC, la cual fue cerrada en el paso No. 5.2.6.1.1.1. 5.2.6.1.2.

BARRIDO DE OXIGENO – INERTIZACION DEL SISTEMA COMPRESOR DE HIDROGENO DE REPOSICION C-12001

IMPORTANTE El sistema será barrido con nitrógeno para desalojar el contenido de oxigeno presente en este sistema (Máximo oxigeno permitido 0.5 % Vol/Vol) y finalmente realizar una primera prueba de hermeticidad a la máxima presión del sistema de nitrógeno 10-12 Kg/Cm2 Man. Verifique que el comal de 1 ½”Ø instalado al lado de bloqueo en la línea de pruebas y de inyección de nitrógeno conectado a la línea de succión del 5.2.6.1.2.1. Operaciones arranque compresor de hidrógeno de reposición C-12001 haya sido retirado y en su lugar debe estar instalado un espaciador. Abra la válvula de compuerta de 1 ½ “Ø del sistema de inyección de de pruebas y nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno de 5.2.6.1.2.2. Operaciones arranque reposición C-12001 para presionar el sistema a una presión entre 0.5 – 1 Kg/Cm2 Man, esta válvula fue cerrada en el paso No. 5.2.6.1.1.43.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe notificarle al personal responsable del suministro de nitrógeno sobre el consumo que será utilizado para realizar dicha actividad. Con esta actividad el personal de operaciones estará comenzando a presionar el sistema para dar inicio a la prueba de hermeticidad.

IMPORTANTE

5.2.6.1.2.3.

Con la acción del paso descrito anteriormente, el personal de operaciones de pruebas y arranque comenzará a presionará el sistema a una presión entre 0.5 – 1 Kg/Cm2 Man para iniciar la etapa de barrido de oxigeno (Purga e Inertización del circuito) presente en el sistema. El personal de operaciones abrirá las válvulas que desfogan a la atmósfera indicadas en este procedimiento y todas aquellas que consideré necesario, resaltando que es recomendable purgar/ventear por las válvulas que se encuentren mas alejadas del punto de inyección de nitrógeno con la finalidad de lograr un barrido del sistema de forma mas efectiva. Una vez que el sistema definido como hidrógeno de reposición del compresor C-12001 alcance una presión de 0.5 Kg/Cm2 Man, abra las Operaciones de pruebas y válvulas que fueron cerradas en los siguientes pasos descritos en este arranque

procedimiento: 5.2.6.1.1.16./ 5.2.6.1.1.21./ 5.2.6.1.1.28./ 5.2.6.1.1.35./ 5.2.6.1.1.36./ 5.2.6.1.1.47./ 5.2.6.1.1.49./ 5.2.6.1.1.58./ 5.2.6.1.1.66.

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IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las válvulas que desfogan a la atmósfera indicadas en este procedimiento y todas aquellas que consideré necesario, estas válvulas deben ser abiertas preferiblemente de forma individual, resaltando que es recomendable purgar/ventear por las válvulas se encuentren alejadas punto de inyección de nitrógeno con la finalidad de lograr unque barrido del sistemamas de forma masdel efectiva.

IMPORTANTE El personal de operaciones al abrir las válvulas descritas en el paso anterior para ventear el sistema no debe dejar que el sistema baje de 0.2 Kg/Cm2 Man. Simultáneamente el personal de operaciones debe realizar mediciones del contenido de oxigeno en cada una de los puntos donde se este venteando utilizando un equipo portátil medidor de oxigeno. Cuando la presión en el sistema alcance una presión de 0.2 Kg/Cm2 de pruebas y Man, cierre la(s) válvula(s) por donde se este venteando el sistema con 5.2.6.1.2.4. Operaciones arranque la finalidad de volver a presionar el sistema a 0.5 Kg/Cm2 Man,

IMPORTANTE El personal de operaciones debe repetir los pasos 5.2.6.1.2.3. y 5.2.6.1.2.4. las veces que considere necesario hasta que el contenido de oxigeno presente en el sistema de hidrógeno de reposición del compresor C-12001 este dando un valor de oxigeno menor o igual a 0.5 % Vol/Vol. de forma continua y permanente. estos sistema. valores el personal de operaciones dará por concluida la actividad de barrido de oxigenoCon de dicho Deje el sistema presionado a una presión de 1 Kg/Cm2 Man con de pruebas y nitrógeno para evitar la entrada de aire al sistema y cierre la válvula de 5.2.6.1.2.5. Operaciones arranque compuerta de 1 ½”Ø abierta en el paso No. 5.2.6.1.2.2. PRUEBA DE HERMETICIDAD CON NITRÓGENO A 10 Kg/Cm2 Man. 5.2.6.1.3. DEL SISTEMA DE HIDROGENO DE REPOSICION DEL COMPRESOR C12001 Abra la válvula de compuerta de 1 ½ “Ø del sistema de inyección de nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno de de pruebas y reposición C-12001 para incrementar la presión de 1 a 10 Kg/Cm2 Man 5.2.6.1.3.1. Operaciones arranque a razón de 1 Kg/Cm2 Man/Hora, esta válvula fue cerrada en elpasoNo. 5.2.6.1.2.5.

IMPORTANTE Durante los incrementos de presión el personal de operaciones debe realizar un seguimiento estricto a todo el sistema con la finalidad de detectar posibles fugas y poder corregirlas de manera oportuna. Verifique que estén cerradas las dos válvulas de compuerta de ¾”Ø Operaciones de pruebas y venteo y purga ubicadas en el límite de batería (Donde fue instalada la 5.2.6.1.3.2. arranque maguera temporal) con su respectivo tapón.

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IMPORTANTE Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 10 Kg/cm2 Man. En un tiempo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. En el mismo periodo de tiempo. Una vez satisfecha la condición descrita anteriormente, El prueba personal de validar la prueba de hermeticidad debe continuar con las actividades de la deresponsable hermeticidad. Una vez que el sistema no presente fugas a la presión de 10 Kg/Cm2 de pruebas y Man, despresione, abriendo cualquiera de las válvulas de purga a la 5.2.6.1.3.3. Operaciones arranque atmósfera asociadas al sistema hasta una presión de 0.2 Kg/Cm2 Man. 5.2.6.1.4.

PRUEBA DE HERMETICIDAD CON HIDROGENO A 35 Kg/Cm2 Man. DEL SISTEMA DE HIDROGENO DE REPOSICION DEL COMPRESOR C12001

Abra la válvula de compuerta de 4”Ø admisión de hidrógeno de de pruebas y reposición de la unidad de Hidrógeno (área exterior) ubicada en el límite 5.2.6.1.4.1. Operaciones arranque de batería de HDNC.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe notificarle al personal responsable de la unidad de Hidrógeno del consumo de Hidrógeno que será utilizado para realizar dicha actividad. Con esta actividad el personal de operaciones estará comenzando a presionar el sistema para dar inicio a la prueba de hermeticidad. Presione el sistema de hidrógeno de reposición del Compresor C-12001 Operaciones de pruebas y de 0.2 a 35 Kg/Cm2 Man. A razón de 5 Kg/Cm2 Man/Hora. Una vez 5.2.6.1.4.2. arranque presionado cierre la válvula abierta en el paso anterior No. 5.2.6.1.4.1.

IMPORTANTE Durante los incrementos de presión el personal de operaciones debe realizar un seguimiento estricto a todo el sistema con la finalidad de detectar posibles fugas y poder corregirlas de manera oportuna.

IMPORTANTE Si el comportamiento del perfil de presión en el sistema se mantiene de forma estable y sostenida en 35 Kg/cm2 Man. En un tiempo de evaluación de 4 horas o si la perdida de presión es menor de 0.28 Kg/cm2 Man. En el mismo periodo de tiempo. Una vez satisfecha la condición descrita anteriormente, El personal responsable de validar la prueba de hermeticidad debe dar por concluida y aceptada la prueba de hermeticidad de este sistema. Abra las válvulas de compuerta y directo de 2”Ø de la válvulas de de pruebas y seguridad PSV-12931XA/B ubicadas en la línea de succión del 5.2.6.1.4.3. Operaciones arranque compresor C-12001 para despresionar el sistema hasta 0.1 Kg/Cm2 Man. Abra las válvulas de compuerta y directo de 2”Ø de la válvulas de de pruebas y seguridad PSV-12932XA/B ubicadas en la línea de descarga del 5.2.6.1.4.4. Operaciones arranque compresor C-12001 para despresionar el sistema hasta 0.1 Kg/Cm2 Man.

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IMPORTANTE El personal de operaciones debe despresionar el sistema de hidrógeno de reposición del compresor C-12001 muy lentamente con la finalidad de evitar sobre presiones y/o perturbaciones bruscas de la llama o combustión del quemador asociado al sistema de desfogue de alta presión.

5.2.6.1.4.5.

5.2.6.1.4.6.

5.2.6.1.4.7.

5.2.6.1.4.8.

El personal de 0.1 operaciones debeo tomar la decisió n en el momento si despresiona completamente sistema hasta Kg/Cm2 Man solamente despresiona la línea de succión y descarga tal como el lo describen los dos pasos siguientes para normalizar los discos en el compresor C-12001. Una vez despresionado el sistema, cierre la válvula de cierre hermético Operaciones de pruebas y tipo macho de 4”Ø ubicada después de la válvula de cierre de arranque emergencia HV-12005 en la línea de succión del compresor de hidrógeno de reposición C-12001. Abra las dos válvulas de compuerta de 2”Ø sistema de purga de la línea Operaciones de pruebas y de succión del compresor C-12001 para bajar la presión a 0 Kg/Cm2 arranque Man en la succión del compresor C-12001 y cierre nuevamente la válvula. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea de descarga Operaciones de pruebas y del compresor C-12001 antes de la válvula de cierre de emergencia HVarranque 12006. Abra las válvulas de compuerta y directo de 2”Ø de la válvulas de Operaciones de pruebas y seguridad PSV-12932XA/B ubicadas en la línea de descarga del arranque compresor C-12001 para despresionar el sistema hasta 0 Kg/Cm2 Man. y cierre nuevamente las válvulas.

de pruebas y Una vez que el compresor este despresionado, normalice los comal de 4”Ø de la línea de succión y descarga del compresor C-12001 a la 5.2.6.1.4.9. Operaciones arranque condición normal de arranque de la unidad HDNC.

IMPORTANTE Una vez normalizado los comal en las líneas de succión y descarga del compresor C-12001, el personal de operaciones dependiendo del estatus del arranque de la unidad HDNC puede presionar nuevamente el sistema con hidrógeno a 35 Kg/Cm2 Man. Si se va arrancar el equipo inmediatamente o presionar con nitrógeno si la unidad no vahacer puesta en operación después de la prueba de hermeticidad. 5.2.6.2.

PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE HIDROGENO DE RECIRCULACION DEL COMPRESOR C-12002

5.2.6.2.1.

PREPARATIVOS PARA EL BARRIDO DE OXIGENO Y LA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DEL C-12002

de pruebas y Verifique que las válvulas compuerta 2”Ø ubicadas en la línea de hidrógeno de dos arranque al de compresor dede recirculación C-12002-T 5.2.6.2.1.1. Operaciones arranque estén en posición cerradas. de pruebas y Verifique que el comal de 2”Ø instalado entre las válvulas descritas en 5.2.6.2.1.2. Operaciones arranque paso anterior este invertido al lado abierto

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de pruebas y Cierre la válvula de compuerta de 1 ½ “Ø hidrógeno de arranque a la 5.2.6.2.1.3. Operaciones arranque línea de succión del compresor C-12002-T.

Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø línea directo del tanque de de pruebas y succión D-12009 y compresor de hidrógeno de reposición C-12001 5.2.6.2.1.4. Operaciones arranque saliendo de la línea de succión del C-12001. de pruebas y Cierre la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea de succión 5.2.6.2.1.5. Operaciones arranque del compresor de hidrógeno de recirculación C-12001.

Verifique que este en posición cerrada la válvula de 3” de diámetro de pruebas y ubicada en la línea de hidrógeno de reposición en el límite de batería de 5.2.6.2.1.6. Operaciones arranque la unidad HDNC y el comal de 3” de diámetro este en posición de abierto. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de la de pruebas y línea de entrada de hidrógeno de reposición ubicadas en el límite de 5.2.6.2.1.7. Operaciones arranque batería estén cerradas. de pruebas y Abra la válvula de compuerta de 4”Ø de la línea de reposición de 5.2.6.2.1.8. Operaciones arranque hidrógeno a la unidad HDNC ubicada en el límite de batería.

Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de cierre hermético de pruebas y tipo macho sistema de bloqueo y directo del Coriolis FT-12043 5.2.6.2.1.9. Operaciones arranque instrumento registrador de flujo ubicado en la línea de hidrógeno de reposición. Operaciones de pruebas y

5.2.6.2.1.10 arranque

Verifique que las válvulas de compuerta de ¾”Ø purgas ubicadas antes y después del instrumento de flujo CORIOLIS FT-12043 estén en posición cerrada.

Abra la válvula de cierre hermético tipo macho ubicada después del de pruebas y instrumento registrador de flujo de hidrógeno de reposición Coriolis FT5.2.6.2.1.11 Operaciones arranque 12043. Verifique que las válvulas dos de compuerta de 2”Ø sistema de venteo de pruebas y de la línea de reposición de hidrógeno ubicadas antes y después de la 5.2.6.2.1.12 Operaciones arranque válvula descrita en el punto anterior estén en posición cerrada y con su respectiva brida ciega. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø y las dos válvula de globo de 3” de pruebas y y 1 “Ø respectivamente, sistema de bloqueo y directos de la válvula de 5.2.6.2.1.13 Operaciones arranque control de flujo FV-12013 del sistema de hidrógeno de reposición. de pruebas y Abra la válvula de control de flujo FV-12013 del sistema de hidrógeno 5.2.6.2.1.14 Operaciones arranque – Operador de control de reposición desde la sala de control.

Verifique que la válvula de compuerta de 1”Ø del sistema de la toma de de pruebas y muestra ubicada en la línea de reposición de hidrógeno a la succión del 5.2.6.2.1.15 Operaciones arranque compresor C-12001 ubicada después de la válvula de control de flujo FV-12013 este en posición cerrada.

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IMPORTANTE El sistema de admisión de hidrógeno a quedado listo para cuandoel personal de operaciones tenga que admitir hidrógeno para realizar la prueba de hermeticidad con hidrógeno a 35 Kg/Cm2 Man. Verifique que la válvula de compuerta de 1 ½”Ø del sistema de

Operaciones de pruebas y

5.2.6.2.1.16 arranque

desfogueeste a la en atmósfera compresor de hidrógeno de recirculación C12002-T posicióndel cerrada.

Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de de pruebas y inyección de nitrógeno a la línea de succión del compresor de hidrógeno 5.2.6.2.1.17 Operaciones arranque de recirculación C-12002-T estén en posición cerrada. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø inyección de nitrógeno a la línea de pruebas y de succión del compresor C-12002-T antes de la válvula de 5.2.6.2.1.18 Operaciones arranque bloqueo/cierre de emergencia HV-12007. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø inyección de nitrógeno a la línea de pruebas y de succión del compresor C-12002-T después de la válvula de 5.2.6.2.1.19 Operaciones arranque bloque/cierre de emergencia HV-12007. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø inyección de nitrógeno a la línea de pruebas y de descarga del compresor C-12002-T después de la válvula de 5.2.6.2.1.20 Operaciones arranque bloque/cierre de emergencia HV-12008A. Cierre la válvula de cierre hermético de 6”Ø tipo macho ubicada en la de pruebas y descarga del compresor C-12002-T antes de la válvula de cierre de 5.2.6.2.1.21 Operaciones arranque emergencia HV-12008A. Cierre desde la sala de control y/o bunker la válvula de control de cierre de pruebas y hermético HV-12008A ubicada en la descarga del compresor C-120025.2.6.2.1.22 Operaciones arranque T. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø entrando a la línea de descarga de pruebas y del compresor C-12001 como hidrógeno de reposición proveniente de la 5.2.6.2.1.23 Operaciones arranque descarga del compresor de hidrógeno C-12001. Abra las válvulas de compuerta de 6”Ø y la válvula de globo de 6”Ø de pruebas y sistema de bloqueo y directo de la válvula de control flujo FV-12853 – 5.2.6.2.1.24 Operaciones arranque sistema de anti-surge/Antioleaje del compresor C-12002-T. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de control de flujo de pruebas y 5.2.6.2.1.25 Operaciones arranque – Operador de control FV-12853 anti-surge del compresor de hidrógeno de recirculación C12002-T. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de pruebas y ubicados antes y después de la válvula de control de flujo FV-12853 5.2.6.2.1.26 Operaciones arranque estén en posición cerradas.

IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las dos válvulas de purga para realizar un barrido del sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema.

Minatitlán-PQ. 5




Verifique que las dos válvulas de 6”Ø del sistema de hidrógeno de de pruebas y reposición de arranque entrando al lado cuerpo del enfriador E-12101 5.2.6.2.1.27 Operaciones arranque estén en posición cerrada. Remueva el disco figura F8 de 6”Ø ubicado entre las válvulas descritas de pruebas y en el paso anterior, deje las juntas levemente separadas con una cuña 5.2.6.2.1.28 Operaciones arranque de ser necesario.

IMPORTANTE El personal de operaciones removerá este disco/comal y dejará las juntas con cuñas para poder ventear el sistema durante la etapa de desaojo de oxigeno, por lo tanto la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada antes de la válvula check en este sistema debe ser abierta durante esta etapa. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de de pruebas y hidrógeno de arranque que sale de la descarga del compresor C-12001 5.2.6.2.1.29 Operaciones arranque a la línea de hidrógeno de recirculación del compresor C-12002-T a la válvula de control de flujo FV-12004 estén en posición cerrada. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø en la línea de descarga del de pruebas y compresor de hidrógeno de circulación C-12002-T ubicada antes de la 5.2.6.2.1.30 Operaciones arranque válvula de control de flujo FV-12004. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada antes de la válvula de Operaciones de pruebas y control de flujo FV-12004 hidrógeno de circulación al lado de cuerpo del 5.2.6.2.1.31 arranque E-12101. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada después de la válvula de de pruebas y control de flujo FV-12004 hidrógeno de circulación al lado de cuerpo del 5.2.6.2.1.32 Operaciones arranque E-12101. de pruebas y Cierre la válvula de globo de 1 ½”Ø directo de la válvula de control de 5.2.6.2.1.33 Operaciones arranque flujo FV-12004 al lado cuerpo del E-120101. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de pruebas y ubicados antes y después de la válvula de control de flujo FV-12004 5.2.6.2.1.34 Operaciones arranque estén en posición cerradas.

IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las dos válvulas de purga para realizar un barrido de este sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de control de flujo de pruebas y 5.2.6.2.1.35 Operaciones arranque – Operador de Control FV-12004 hidrógeno de circulación al lado cuerpo del enfriador E-12101 de la sección de reacción.

5.2.6.2.1.36

Operaciones de pruebas y arranque

Abra las dos válvulas de compuerta de 3”Ø y la válvula de globo de 2”Ø del sistema de bloqueo y directo de la válvula de control de temperatura TV-12012B-2 hidrógeno de entrada al reactor de saturación de Diolefinas R-12001B.

Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de pruebas y ubicados antes y después de la válvula de control de temperatura TV5.2.6.2.1.37 Operaciones arranque 12012 B-2 estén en posición cerradas.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las dos válvulas de purga para realizar un barrido de este sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. de pruebas y Abra desde la sala de control y/o bunkery/o bunkerla válvula de control 5.2.6.2.1.38 Operaciones arranque - Operador de control de temperatura TV-12012 B-2 hidrógeno entrando al reactor de saturación de diolefinas R-12001B.

Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø inyección de hidrógeno a la línea de pruebas y de entrada del reactor de diolefinas R-12001B ubicada después de la 5.2.6.2.1.39 Operaciones arranque válvula de control de temperatura TV-12012 B-2. Operaciones de pruebas y

5.2.6.2.1.40 arranque

Abra las válvulas de compuerta de 3”Ø y la válvula de globo de 3”Ø del sistema de bloqueo y directo de la válvula de control de flujo FV-12006, sistema de inyección de hidrógeno a la línea de salida del reactor de diolefinas R-12001B.

Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de pruebas y ubicados antes y después de la válvula de control de flujo FV-12006 del 5.2.6.2.1.41 Operaciones arranque sistema de inyección de hidrógeno a la línea de salida del reactor de diolefinas R-12001B estén en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las de dosoxigeno válvulas de purga para realizar de este sistema y poder desalojar el contenido presente en el sistema, porunlobarrido tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. Cierre la válvula de compuerta de 4”Ø del sistema de inyección de de pruebas y hidrógeno a la línea de salida del reactor de diolefinas R-12001 B 5.2.6.2.1.42 Operaciones arranque ubicada después de la válvula de control de flujo FV-12006. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de control de flujo de pruebas y 5.2.6.2.1.43 Operaciones arranque – Operador de control FV-12006 del sistema de inyección de hidrógeno a la línea de salida del reactor de diolefinas R-12001 B. Abra las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo de2”Ø del de pruebas y sistema de bloqueo y directo de la válvula de control de flujo FV5.2.6.2.1.44 Operaciones arranque 12008B, sistema de inyección de hidrógeno a la línea de entrada al reactor de hidrodesulfuración R-12002. Abra desde la sala de control y/o bunker la válvula de flujo FV-12008 B de pruebas y inyección de hidrógeno en la línea de entrada al reactor de 5.2.6.2.1.45 Operaciones arranque hidrodesulfuración R-12002. Verifique que la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de inyección Operaciones de pruebas y de hidrógeno a la línea de entrada del reactor hidrodesulfurador R5.2.6.2.1.46 arranque 12002 ubicada después de la válvula de control FV-12008 B estén en posición cerrada. Verifique que las válvulas de compuerta de ¾” Ø purga y venteo de pruebas y ubicados antes y después de la válvula de control de flujo FV-12008 B 5.2.6.2.1.47 Operaciones arranque del sistema de inyección de hidrógeno a la línea de entrada del reactor hidrodesulfurador R-12002 estén en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las dos válvulas de purga para realizar un barrido de este sistema y poder desalojar el contenido de oxigeno presente en el sistema, por lo tanto deben ser abiertas durante las maniobras de venteo de dicho sistema. 5.2.6.2.2. BARRIDO DE OXIGENO – INERTIZACION DEL SISTEMA COMPRESOR DE HIDROGENO DE REPOSICION / CIRCULACION C-12002-T

IMPORTANTE El sistema será barrido con nitrógeno para desalojar el contenido de oxigeno presente en este sistema (Máximo oxigeno permitido 0.5 % Vol/Vol) y finalmente realizar una primera prueba de hermeticidad a la máxima presión del sistema de nitrógeno 10-12 Kg/Cm2 Man. Abra las dos válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de de pruebas y nitrógeno a las líneas de succión y descarga del compresor de 5.2.6.2.2.1. Operaciones arranque hidrógeno de circulación C-12002-T.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe notificarle al personal responsable del suministro de nitrógeno sobre el consumo que será utilizado para realizar dicha actividad. Con esta actividad el personal de operaciones estará comenzando a presionar el sistema para dar inicio a la prueba de hermeticidad.

IMPORTANTE Con la acción del paso descrito anteriormente, el personal de operaciones de pruebas y arranque comenzará a presionará el sistema a una presión entre 0.5 – 1 Kg/Cm2 Man para iniciar la etapa de barrido de oxigeno (Purga e Inertización del circuito) presente en el sistema. El personal de operaciones abrirá las válvulas que desfogan a la atmósfera indicadas en este procedimiento y todas aquellas que consideré necesario, resaltando que es recomendable purgar/ventear por las válvulas que se encuentren mas alejadas del punto de inyección de nitrógeno con la finalidad de lograr un barrido del sistema de forma mas efectiva. Una vez que el sistema definido como hidrógeno de reposición del compresor C-12002-T alcance una presión de 0.5 Kg/Cm2 Man, cerrar de pruebas y las válvulas que fueron abiertas en los siguientes pasos descritos en 5.2.6.2.2.2. Operaciones arranque este procedimiento: 5.2.6.2.1.26/5.2.6.2.1.47./5.2.6.2.1.29/5.2.6.2.28./5.2.6.2.1.41./5.2.6.2. 37

IMPORTANTE El personal de operaciones abrirá las válvulas que desfogan a la atmósfera indicadas en este procedimiento y todas aquellas que consideré necesario, estas válvulas deben ser abiertas preferiblemente de forma individual, resaltando que es recomendable purgar/ventear por las válvulas que se encuentren mas alejadas del punto de inyección de nitrógeno con la finalidad de lograr un barrido del sistema de forma mas efectiva.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones al abrir las válvulas descritas en el paso anterior para ventear el sistema no debe dejar que el sistema baje de 0.2 Kg/Cm2 Man. Simultáneamente el personal de operaciones debe realizar mediciones del contenido de oxigeno en cada una de los puntos donde se este venteando utilizando Cuando un equipo de oxigeno. la portátil presiónmedidor en el sistema alcance una presión de 0.2 Kg/Cm2 de pruebas y Man, cierre la(s) válvula(s) por donde se este venteando el sistema con 5.2.6.2.2.3. Operaciones arranque la finalidad de volver a presionar el sistema a 0.5 Kg/Cm2 Man,

IMPORTANTE El personal de operaciones debe repetir los pasos 5.2.6.2.2.1. / 5.2.6.2.2.2. y 5.2.6.2.2.3. Las veces que considere necesario hasta que el contenido de oxigeno presente en el sistema de hidrógeno de reposición del compresor C-12002-T este dando un valor de oxigeno menor o igual a 0.5 % Vol/Vol. de forma continua y permanente. Con estos valores el personal de operaciones dará por concluida la actividad de barrido de oxigeno de dicho sistema. Deje el sistema presionado a una presión de 1 Kg/Cm2 Man con Operaciones de pruebas y nitrógeno para evitar la entrada de aire al sistema y cierre las válvulas 5.2.6.2.2.4. arranque de compuerta de 2”Ø abiertas en el paso No. 5.2.6.2.2.1. de este procedimiento. 5.3. SECADO DE LA SECCIÓN DE REACCIÓN

IMPORTANTE En la sección de reacción antes de cargar el catalizador en los reactores se debe eliminar el contenido de agua libre que ha podido haber quedado entrampada en las tuberías y equipos durante las pruebas hidrostáticas y lavados de líneas, con la finalidad de evitar daños en el catalizador por vaporización súbita o brusca del agua durante el procesos de calentamiento de los reactores en la etapa de arranque de la unidad.

IMPORTANTE Las condiciones operacionales pre-establecidas en este procedimiento para el secado de la sección de reacción son las siguientes:   

El perfil de temperaturas en los reactores R-12001A-B/R-12003A-B/R-12002 será de 150 ºC La presión en la sección de reacción será de 8 Kg/cm2 man. El flujo de circulación con aire debe estar por encima de 10.328 Nm3/h (Valor de disparo bajo condiciones normales de operación, por lo tanto este valor solamente nos servirá como punto de referencia, ya que en esta etapa el compresor estará operando con N2 o aire). 5.3.1.

CONDICIONES PRELIMINARES AL SECADO DE LA SECCIÓN DE REACCIÓN


Minatitlán-PQ. 5



5.3.1.1.


y

El sistema de aire de servicio debe estar en operación y disponible para ser utilizado en la unidad.

5.3.1.2.


y

El compresor de hidrógeno de recirculación C-12002 (T) debe estar disponible para ser colocado en operación.

5.3.1.3.


y

El sistema de gas combustible debe estar en operación y disponible para ser utilizado en el calentador de carga H-12001.

5.3.1.4.


y

El sistema de agua de enfriamiento debe estar en operación y disponible para ser utilizado en el enfriador E-12012.

5.3.1.5.


y

El calentador de carga H-12001 debe estar disponible para ser puesto en servicio en esta etapa de secado de la sección de Reacción.

5.3.1.6.


y

5.3.2.

Disponer de compresores portátiles temporales de ser necesario para la inyección de aire al sistema durante la etapa de secado de la sección de reacción.

PREPARATIVOS PRECEDENTES REACCIÓN

AL SECADO DE LA SECCIÓN

8 "

DE

Minatitlán-PQ. 5




5.3.2.1.

5.3.2.2.


y

Operador

y

de

Pruebas

Arranques de Campo

Verifique que las válvulas de compuerta de 4”Ø y la válvula de globo de 4”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12003 sistema de control de carga de nafta a la unidad. Este en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada después del arreglodedenafta la válvula de control FV-12003 sistema decontrol de V carga a la unidad. Estede enflujo posición cerrada.

IMPORTANTE

5.3.2.3.

5.3.2.4.

Estas válvulas cerradas en los dos pasos anteriores delimitan la sección de reacción del sistema de carga, por lo tanto el personal de operaciones debe garantizar que no exista comunicación entre estos dos sistemas durante la etapa de secado de la sección de reacción. Verifique que las válvulas de bola del sistema de bloqueo de las dos Operador de Pruebas y válvulas de control de nivel LV-12003A-B ubicadas en la línea de salida Arranques de Campo de hidrocarburo del tambor separador en caliente D-12002 estén en posición cerradas. Operador de Pruebas Arranques de Control

y

Cierre la válvula de aislamiento de acción remota VAAR-12009 ubicada en la línea de salida de hidrocarburo del tambor separador en caliente D-12002.

IMPORTANTE Estas válvulas delimitan la sección de reacción del sistema separador de nafta hidrodesulfurada D-12002, por lo tanto el personal de operaciones debe garantizar que no exista comunicación entre estos dos sistemas durante la etapa de secado de la sección de reacción. 5.3.2.5.


y

5.3.2.6.


y

Cierre la válvula de control de cierre hermético XV-12321 ubicada en la línea de salida de hidrocarburo del tambor separador en frío D-12011. Verifique que las válvulas de bola del sistema de bloqueo de las válvulas de control de nivel LV-12004 A-B ubicadas en la línea de salida de hidrocarburo del tambor separador en frío D-12011 estén en posición cerradas.

IMPORTANTE Estas válvulas delimitan la sección de reacción del sistema de separador de nafta hidrodesulfurada D-12011, por lo tanto el personal de operaciones debe garantizar que no exista comunicación entre estos dos sistemas durante la etapa de secado de la sección de reacción. 5.3.2.7.


y

5.3.2.8.


y

Verifique que la válvula de compuerta de ¾”Ø del sistema de inyección del inhibidor de corrosión ubicada en la línea de entrada al primer enfriador de nafta EA-12001 este en posición cerrada. Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø y la válvula de globo de 1 ½”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de flujo FV-12021 del sistema de inyección de agua lavadora al primer enfriador de nafta EA-12001 estén en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5




5.3.2.9.


y

Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea del eyector SJ-12001 este en posición cerrada.

Verifique que las válvulas de compuerta de 3”Ø bloqueos de la válvula de control manual HV-12003 ubicadas en la línea del sistema de y despresurización rápida de la unidad estén en posición abiertas y la válvula de control manual HV-12003 disponibles y habilitadas para entrar en operación cuando el personal de operaciones lo disponga durante la etapa de secado.

5.3.2.10.


5.3.2.11.


y

5.3.2.12.


y

5.3.2.13.


y

5.3.2.14.

Operador Pruebas Arranques dedeCampo

y

5.3.2.15.


y

5.3.2.16.


y

5.3.2.17.


y

Verifique que las válvulas de compuerta de 3”Ø y las válvulas de globo y compuerta sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de presión PV-12025 sistema de control de presión o purga de la unidad ubicada en el tanque separador D-120011 estén en posición abierta. Cierre la válvula de control de cierre hermético XV-12322 ubicada en la línea salida de Amina rica fondo de la torre lavadora con aminas T12003 al asentador D-12022. Verifique que las válvulas de bolas del sistema de bloqueo de las válvulas de control de nivel LV-12006 A-B ubicada en la línea salida de amina rica del fondo de la torre lavadora con aminas T-12003 al asentador D-12022 estén en posición cerradas. Verifique que la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de gas amargo del tanque D-12011 a la torre lavadora con aminas T12003 este en posición abierta. Verifique que la válvula de compuerta y la válvula de globo de 4”Ø ubicadas en la línea de bypass - directo/directo de los gases amargos del tanque D-12011 a la torre lavadora con aminas T-12003 estén en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea de entrada de Amina Pobre a la torre lavadora de aminas T-12003 este en posición cerrada. Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea salida del gas de recirculación al tambor de succión D-12003 del compresor de hidrógeno de recirculación C-12002 (T).

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable del proceso de secado de la sección de reacción puede tomar la decisión de no incluir dentro del circuito de secado la torre lavadora con aminas T-12003. Esto no alteraría en nada el objetivo principal del secado de la sección de reacción.

Minatitlán-PQ. 5




5.3.2.18.


y

5.3.2.19.

Operador

y

de

Pruebas

Arranques de Campo

Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea de descarga del compresor C-12001 hidrógeno de reposición entrando en la línea de descarga del compresor de recirculación C-12002 (T). Cierre las válvulas de compuerta de 2”Ø ubicadas en la línea de hidrógeno de arranque entrando a la línea de descarga del compresor de recirculación de hidrógeno CT-12002 antes de la válvula de control de flujo FV-12004.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe asegurarse que elsistema de hidrógeno de reposición del compresor C-12001 este bloqueado/aislado del sistema de hidrógeno de recirculación del compresor C-12002 (T) durante la etapa de secado del sistema de reacción. 5.3.2.20.


y

Cierre las válvulas de 6”Ø del sistema de hidrógeno de arranque a la línea de carga – Nafta entrando por el lado cuerpo del inter enfriador del reactor de saturación de Diolefinas E-12101. Verifique que todas las válvulas del sistema de inyección de nitrógeno de la sección de reacción definida en este procedimiento estén bloqueadas en los siguientes lugares: 

5.3.2.21.

Operador

de

Pruebas

Inyección de nitrógeno en la línea de salida del reactor R-12001B



Inyección de nitrógeno en la línea de salida del reactor R-12003A Inyección de nitrógeno en la línea de salida del reactor R-12003B

Arranques de Campo



5.3.2.22.


Inyecciones de nitrógeno en línea entrada del reactor R-12001A

y 

y



Inyección de nitrógeno en la línea de salida del reactor R-12002



Inyección de nitrógeno al compresor de recirculación C-12002

Verifique que las válvulas de compuerta del sistema de inyección de nafta de apagado entrando en los reactores R-12003 A-B y R-12002 deben estar en posición cerradas.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe mantener las válvulas decontrol de flujo del sistema de nafta de apagado FV-12131A-B  R-12003 A-B y FV-12006 A  R-12002 estén en posición cerrada. 5.3.2.23.


y

Cierre las válvulas de compuerta / bloqueos de todas las válvulas de seguridad el circuito de reacción incluyendo las válvulas de directo instaladas asociada aen estos dispositivos de seguridad.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las válvulas de seguridad que se encuentren dentro del circui to de reacción deben ser bloqueadas con las válvulas de compuertas ubicadas antes y después de las válvula seguridad incluyendo las válvulas de bypass - directo-directo, con la finalidad de aislar el circuito de reacción del sistema de desfogue presión de la unidad HDNC. Ya que la etapa de secado será realizado circulando airedea alta través de la sección de reacción. VÁLVULADESEGURIDAD

5.3.2.24.

UBICACIÓN-SISTEMA

PSV-12852 A-B


PSV-12851 A-B


PSV-12853 A-B

Línea lado cuerpo del intercambiador E-12004 A-B

PSV-12853 C-D

Línea lado cuerpo del intercambiador E-12004 C-D

PSV-12856 A-B-C

Reactor R-12003 A

PSV-12857 A-B-C

Reactor R-12003 B

PSV-12859 A-B-C

Reactor R-12002

PSV-12858

Reactor R-12002

PSV-12861A-B

Línea salida del H-12001

PSV-12871 A-B

Tambor de alta D-12002

PSV-12872 A-B


PSV-12873 A-B

Tambor de alta en frío D-12011

PSV-12943 A-B



y

Cierre las válvulas de compuerta de los sistemas de purgas yventeos a la atmósfera asociadas al sistema que será evaluado durante las pruebas de hermeticidad.

IMPORTANTE Las válvulas de purgasa ylaventeos asociados a líneas y equipos de la deben secciónestar de reacción que/ descargan o desfogan atmósfera, tanquillas y/o copas y sumideros bloqueadas cerradas con su respectivo tapón o brida ciega, esto con el objetivo de confinar el sistema y evitar fugas del circuito al ser presionado con aire durante el proceso de secado del sistema dereacción. Es importante que el personal de operaciones haga una revisión muy detallada de esta actividad, ya que la sección de reacción contiene una gran cantidad de válvulas de purgas y venteos.



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

5.3.2.25.


y

5.3.2.26.


y

Verifique que todos los equipos y accesorios de instrumentación asociados al circuito definido como sección de reacción estén alineados al proceso con la excepción de los analizadores en línea que deben estar bloqueados durante esta etapa del arranque de la unidad HDCN. Verifique la posición de los cómales – juntas ciegas en campo utilizando losdeDTI’s conyelarranques sistema para remarcado el personal de operaciones pruebas validar por la correcta posición de los cómales para poder realizar las actividades de secado de la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar la correcta posición de los discos ciegos instalados en el sistema definido para las actividades de secado en la sección de reacción con la finalidad de garantizar dos condiciones:  

5.3.2.27.

El aislamiento del sistema de reacción del resto de los sistemas de la unidad La alineación o el libre flujo dentro del circuito definido por el personal de operaciones de pruebas y arranques para realizar el secado de la sección de reacción.


y

Verifique la alineación del circuito de la sección de reacción para garantizar el libre flujo a través de este circuito durante el secado de la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de realizar la alineación del circuito de la sección de reacción para garantizar la libre circulación a través de este sistema. D-12011

T-12003

D-12003

C-12002-T

E-12101

E-12002

R12001A E-12101

AIRE

AIRE R12001B

EA12009 E-12002

E-12004

R-12002

R-12003AB

H-12001

E-12004


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE Los reactores guardas de sílice R-12003A-B pueden ser alineados al circuito de forma individual o los dos simultáneamente, el personal de operaciones de pruebas y arranques tomará la decisión en su debido momento. 5.3.3.

SECADO DEL SISTEMA DE REACCIÓN 5.3.3.1.

5.3.3.1.1.


y

5.3.3.1.2.


y

PRESIONAR EL SISTEMA NITROGENO

DE REACCIÓN CON AIRE O

Verifique que las válvulas de bola de 8”Ø ubicadas en la línea de succión del compresor de recirculación de hidrógeno C-12002-T estén en posición cerrada. Verifique que la válvula de bola de 6”Ø ubicadas en la línea de descarga del compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T) estén en posición cerrada.

IMPORTANTE

5.3.3.1.3.

El compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 -T debe permanecer bloqueado durante la etapa de presionamiento del sistema de reacción. Abra las válvulas de compuertas de las conexiones temporales para Operador de Pruebas y comenzar admitir aire o nitrógeno para presionar el sistema de reacción Arranques de Campo a 8 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques definirá los sitios que sean necesarios para admitir aire para presionar el sistema de reacción a 8 Kg/cm 2 Man. Este sistema también puede ser presionado con nitrógeno dependerá de la disponibilidad de esta gas inerte.

5.3.3.2.

5.3.3.2.1.

Operador

de

Pruebas

Arranques de Campo

y

CIRCULACIÓN EN FRIO CON AIRE O NITRÓGENO DE LA SECCION DE REACCIÓN Verifique la alineación desde la descarga del compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T) hasta la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada después de la válvula deinterenfriador control automático FV-12004 entrando en la línea de carga líquida al E-12101.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Esta línea debe estar habilitada antes de poner en servicio el compresor C-12002(T), ya que el personal de operaciones de pruebas y arranques admitirá aire al sistema de reacción a través de la válvula de control de flujo FV-12004 o por la válvula de bypass - directo de la válvula control. 5.3.3.2.2.


y

Ponga en operación el enfriador del efluente del reactor de hidrodesulfuración el EA-12009.

5.3.3.2.2.


y

Ponga en operación el primer enfriador de nafta del separador en caliente el EA-12001.

5.3.3.2.2.


y

Ponga en servicio el segundo enfriador de nafta del separador en caliente el E-12012.

5.3.3.2.3.


y

Ponga en operación el compresor de recirculación de hidrógeno C12002 (T), según procedimiento de arranque de este equipo.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe cumplir y estrictamente los pasos establecidos en el procedimiento de arranque del compresor decirculación de hidrógeno C-12002 (T). Mantenga las válvulas de las conexiones temporales abiertas admitiendo aire o nitrógeno al sistema mientras se estabilizan las condiciones operacionales del compresor y el perfil de presión en la sección de reacción. El personal de operaciones debe mantener la presión en el sistema en 8 Kg/cm2 Man.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe tener presente que el compresor estará operando con un gas diferente (en este caso aire vs. una mezcla de H2S, H2 y otros) al usado en condiciones normales de operación. Esta condición operacional puede generar alteraciones en lascondiciones operativas de la máquina, razón por la cual se debe mantener un estricto seguimiento de las condiciones operativas del compresor C-12002 (T).

IMPORTANTE El compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T) tiene un dispositivo de seguridad por bajo flujo de gas de recirculación FALL-12050A ajustado en 10.328 Nm3/h, este valor es para condiciones normales de operación del compresor (H2S+ H2), pero puede servir de referencia en el momento de poner en operación el compresor. El personal de operaciones responsable del arranque evaluará la posibilidad decolocar en inoperante la acción de este dispositivo deresguardo a inicios del arranque de la máquina, con la finalidad de evitar disparos de forma frecuente.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE Las condiciones normales de operación del compresor C-12002 (T) con respecto a las temperaturas de succión y descarga son 57 ºC y 112ºC respectivamente, tener estos valores en cuenta para el momento de estar operando el compresor con aire. 5.3.3.3. CIRCULACIÓN EN CALIENTE DEL SISTEMA DE REACCIÓN

5.3.3.3.1.


y

Ponga en operación el calentador de carga H-12001, según procedimiento de arranque.

IMPORTANTE El secado del refractario del calentador de carga H-12001 debe haberse realizado durante la etapa de precomisionado de la unidad, si durante esta etapa no se ha realizado el secado del refractario y se decide hacer en esta etapa del arranque de la unidad , el personal de operaciones de pruebas y arranque debe seguir estrictamente el procedimiento detall ado de secado del refractario del H-12001 P5ULZUUPR-021. 5.3.3.3.2.


y

Aumente la temperatura a la entrada de los reactores R-12003 A-B a razón de 20ºC/h hasta alcanzar una temperatura de 150 ºC en cada uno de los reactores de la sección de reacción (R-12001 A/B-R-12003 A/B y R-12002).

IMPORTANTE Estos incrementos de temperaturas deben ser realizados en forma manual durante el inicio del calentamiento, con la finalidad de tener un mejor control sobre el incremento de la temperatura.

IMPORTANTE Los enfriadores EA-12009 y EA-12001 pueden ser puestos en operación o sacados de servicio dependiendo del comportamiento del perfil de temperatura a través del circuito de reacción sobre todo las temperaturas de entrada en cada uno de los reactores, valor deseado 150 ºC.

5.3.3.3.3.


y

Realice ajustes para controlar la temperatura de entrada al reactor R-12001 A en 150 ºC a través de la válvula de control de temperatura TV-12012 directo del segundo intercambiador de carga efluente E-12002.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE Las temperaturas en los reactores de la unidad serán controladas durante la etapa de secado de la siguiente manera:    

5.3.3.3.4.

R-12001A : El control de la temperatura de entrada de reactor dependerá del lazo control de temperatura TV-12012, bypass - directo-directo deleste E-12002. R-12001B: En esta etapa de secado será la temperatura resultante del intercambio de calor con el intercambiador E-12001. R-12003 A-B: El perfil de temperatura en estos reactores será controlada directamente por el lazo de control de temperatura asociado al calentador H-12001. R-12002: En esta etapa de secado dependerá de la temperatura resultante de la salida de los guardas de sílice R-12003 A-B.


y

Drene los tanques separadores calientes del producto o efluente del reactor de hidrodesulfuración D-12002 y D-12011 para desalojar del sistema el contenido de agua.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe hacerle un seguimiento estricto al incremento de nivel en estos equipos para drenarlos de forma oportuna. El agua drenada deestos separadores debe ser tomada en botellas de vidrios para poder tener un perfil del volumen de agua que esta llegando en estos tanques separadores tomando como base una hora.

IMPORTANTE Las actividades descritas en este procedimiento son para el secado de la sección de reacción sin catalizador dentro de cada uno de los reactores.

IMPORTANTE Una vez estable las condiciones operacionales relacionadas con la presión, flujo ytemperatura del sistema, el personal de operaciones debe mantener estas condiciones operacionales hasta que la cantidad de agua que este llegando en los tambores separadores D-12002 y D-12011 sea menor a 1 litro/hora, tomando como referencia un periodo de evaluación de 2 horas. Si la condición previamente establecida se cumple el personal de operaciones de pruebas y arranques dará por concluido el secado en la sección de reacción. 5.3.3.4. FINALIZACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE SECADO

5.3.3.4.1.


y

Una vez concluida la etapa de secado de la sección de reacción, apague el calentador de carga H-12001.

5.3.3.4.2.


y

Abra las ventanillas de la cámara-hogar de combustión del calentador de carga H-12001 para facilitar el enfriamiento de este sistema.

Minatitlán-PQ. 5




5.3.3.4.3.


y

Mantenga circulando el compresor de recirculación de hidrógeno C12002 (T) mientras baja la temperatura en la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques puede tomar la decisión de parar el compresor de hidrógeno de recirculación C-12002 (T) inmediatamente después de haber apagado el calentador H-12001, ya que la temperatura de descarga del compresor es de 112 ºC, por lo tanto el sistema no se enfriará menos de esta temperatura. Una vez apagado el compresor de recirculación C-12002 (T), Abra la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea del eyector SJ-12001 para despresionar el contenido de oxígeno o nitrógeno del sistema hasta presiones cercanas a 0 Kg/cm 2 Man.

5.3.3.4.4.


y

5.3.3.4.5.


y

Cierre la válvula de compuerta 8”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de diolefinas R-12001A.

5.3.3.4.6.


y

Cierre la válvula de compuerta 8”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de diolefinas R-12001B.

5.3.3.4.7.


y

Cierre la válvula de compuerta 8”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de saturación de diolefinas R-12001B.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe bloquear y despresionar completamente estos reactores con la finalidad de abrir el entrada hombre, remover el codo/arreglo en la línea de entrada por el domo de los reactores, las bridas de vaciado del fondo de los reactores para ventilar y agilizar la etapa de enfriamiento de estos equipos para finalmente instalar los cómales o juntas ciegas correspondientes en cada uno de los reactores. Para proceder con la etapa de inspección y carga del catalizador en los reactores. 5.3.3.4.8.


y

5.3.3.4.9.


y

Cierre las válvulas de control manual HV-12009 y HV-12008 ubicadas en las líneas de entrada de los reactores R-12003 A-B respectivamente. Cierre las válvulas de control manual HV-12021 y HV-12022 ubicadas en las líneas de salida de los reactores R-12003 A-B respectivamente.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe bloquear ydespresionar completamente estos reactores con la finalidad de abrir el entrada hombre, remover el codo/arreglo línea de entrada domo de los reactores, las bridas de vaciado del fondo de los reactores para ventilar y agilizar la etapa en decada enfriamiento estos equipos. Para de finalmente los cómales correspondientes uno de losde reactores, con la finalidad procederinstalar con la etapa de carga de catalizador de los reactores. de Pruebas 5.3.3.4.10. Operador Arranques de Campo

y

Cierre la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.


y

Cierre la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe bloquear y despresionar completamente el reactor con la finalidad de abrir el entrada hombre, remover el codo/arreglo línea de entrada domo del reactor, las bridas de vaciado del fondo del reactor para ventilar y agilizar la etapa de enfriamiento de este equipo. Para finalmente instalar los cómales o juntas ciegas correspondientes al reactor R-12002. Para proceder con la etapa de inspección y carga del catalizador en el reactor. 5.4. CARGA DE CATALIZADOR DE DE LOS REACTORES HIDRODESULFURADORA DE NAFTA COQUIZACIÓN 5.4.1.

DE

LA

UNIDAD

CARGA DE CATALIZADOR DE LOS REACTORES DE SATURACIÓN DE DIOLEFINAS R-12001 A - B 5.4.1.1 CONDICIONES PRELIMINARES A LA CARGA DEL CATALIZADOR . DE LOS REACTORES R-12001 A - B

5.4.1.1.1.


y

5.4.1.1.2.


y

5.4.1.1.3.


y

Disponer de los volúmenes de catalizador y bolas de cerámicas requeridos de acuerdo al esquema de distribución de carga preestablecida para el llenado de los reactores de saturación de diolefinas. Disponer de la hoja de datos de seguridad del material para estar informado y dictarle charlas de seguridad sobre los peligros asociados al manejo de este tipo de productos al personal contratista que realizará la carga del catalizador. Disponer de gas inerte (Nitrógeno) durante las maniobras de carga del catalizador y las bolas de cerámicas con finalidad de garantizar una atmósfera inerte y de esta manera evitar la entrada de aire a los reactores durante la etapa de carga del catalizador.


Minatitlán-PQ. 5



Disponer de guías generales y recomendaciones que debe tener en cuenta el personal técnico para el manejo del catalizador presulfurizado.

5.4.1.1.4.


y

5.4.1.1.5.


y

5.4.1.1.6.


y

5.4.1.1.7.


y

5.4.1.1.8.

El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable de los preparativos para la carga del catalizador deberá tener mucho cuidado con los tambores de catalizador y bolas de cerámicas durante las maniobras de movilización de estos tambores del área a las conexiones de la unidad hidrodesulfuradora de nafta. El personal especializado debe disponer de todo el material, equipos y Operador de Pruebas y recurso necesario para poder realizar el trabajo de carga del catalizador Arranques de Campo

5.4.1.1.9.


El personal debe estar certificado, calificado y con experiencia laboral para realizar este tipo de trabajos. Disponer de todo el equipo necesario para la realizar el trabajo de carga de los reactores de saturación de diolefinas R-12001A-B (Tolvas, grúas, monta carga, andamios, mangas de cargado, etc. El catalizador y las bolas de cerámicas deben ser movilizados a un lugar estratégico dentro de las conexiones para facilitar la movilización antes, durante y después del llenado de los reactores.

IMPORTANTE

y

5.4.1.2.

5.4.1.2.1.


y

en los reactores. El procedimiento requerido para la carga del catalizador en los reactores será realizado utilizando el método de carga densa. PREPARATIVOS PRECEDENTES A LA CATALIZADOR Y LAS BOLAS DE CERÁMICAS

CARGA

DEL

Conectar las conexiones temporales para inyectar nitrógeno por el fondo de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B.

IMPORTANTE Estos reactores tienen el arreglo para la inyección de nitrógeno ubicada en la línea del fondo de estos reactores, las conexiones temporales serán instaladas por el personal de operaciones de pruebas y arranque si son necesarias para realizar dicha actividad. 5.4.1.2.2.

Operador dedeCampo Pruebas Arranques

y

5.4.1.2.3.


y

Verifique las válvulas deen compuerta de entrada y salida de los reactores que R-12001 A-B estén posición cerradas. Verifique que los reactores R-12001 A-B estén despresionados y las entradas - hombre (Manway) estén abiertos. Estos fueron abiertos durante la etapa de enfriamiento de estos reactores.

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

5.4.1.2.4.


y

Retire el codo de 8”Ø ubicado en las líneas de entrada en ambos reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B y coloque brida/junta ciega en el extremo libre de la tubería.

IMPORTANTE Este tramo de tubería y las entradas – hombres de estos dos reactores fueron retirado y abiertos respectivamente, por el personal de operaciones de pruebas y arranques durante la etapa de enfriamiento de los reactores R-12001 A-B. 5.4.1.2.5.


y

Instale el cómal tipo anteojo de 8”Ø ubicado en las líneas de salida de los reactores R-12001 A-B a posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe instalar el cómale temporal antes mencionado en la brida salida del fondo de los reactores R-12001 A-B que permita admitir el nitrógeno por el fondo de estos reactores durante las maniobras de carga del catalizador. 5.4.1.2.6.


y

5.4.1.2.7.


y

Instale un cómale tipo paleta de 1 ½”Ø en las líneas del sistema de purgas de equipos (DE) ubicadas en las líneas de salida del fondo de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B. Una vez que los reactores estén aislados y con las entradas -hombres abiertos a la atmósfera el personal de operaciones debe realizar una inspección interna de los reactores R-12001 A-B.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable de las actividades de carga del catalizador debe realizar una evaluación de las condiciones atmosféricas de los reactores antes de autorizar el ingreso a la parte interna de los reactores R-12001 A-B, y debe tomar todas las medidas y previsiones de seguridad correspondientes para trabajos en espacios confinados tal como lo establecen las normas y procedimientos de seguridad de la petrolera PEMEX.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con los licenciante deben entrar en el reactor antes de iniciar el proceso de carga para realizar las siguientes actividades:   

5.4.1.2.8.

Verificar que los elementos y/o accesorios internos en el reactor estén de acuerdo a los planos de construcción del fabricante /licenciante o armar las partes internas. Verificar que el reactor se encuentra limpio y seco, de ser necesario planificar una cuadrilla de trabajadores para realizar limpieza interna antes de cargar el catalizador en el reactor. Marcar con creyones u otro tipo de lapiceros el esquema de distribución de carga en las paredes del reactor, después de haber realizado la limpieza interna del equipo.


y

Realice limpieza interna en el reactor para retirar cualquier escombro y la humedad presente en las paredes de los reactores R-12001 A-B.


Minatitlán-PQ. 5



5.4.1.2.9.


Una vez realizada la limpieza interna y haber concluido todos los trabajos relacionados con la instalación y remoción de accesorios mecánicos en la parte interna de los reactores, el personal de y operaciones y el licenciante deben realizar una segunda inspección para validar las condiciones internas de los reactores, si todo esta bien realice las marcas del esquema de distribución de carga en esta actividad debe estar presente el contratista responsable de la carga del catalizador.

PRECAUCIÓN Todo el personal técnico debe utilizar los equipo de protección personal y herramientas recomendadas como resultado del análisis de trabajo seguro realizado con todas las personas responsables de estas actividades (Equipo de suministro de aire directo, over-all - traje de trabajo, etc. Ver el análisis de riesgos) para poder ingresar y trabajar en la parte interna del reactor.

IMPORTANTE El análisis de trabajo seguro es un documento redactado en mutuo acuerdo entre el personal de Operaciones, Mantenimiento y Contratista ejecutor, donde se analizan los riesgos se y establecen todas las condiciones y medidas preventivas de seguridad que se deben tomar en cuenta antes, durante y después del trabajo con el fin proteger la integridad física del trabajador, evitar contaminación al medio ambiente y evitar daños a las conexiones, con la finalidad de realizar el trabajo de forma segura y confiable, tal como lo establecen las normas y procedimientos de seguridad de PEMEX Refinación.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro de que las condiciones de seguridad dentro del reactor son aptas para realizar el trabajo y de esta manera poder autorizar el ingreso del personal técnico al interior del reactor para iniciar los trabajos de carga del catalizador. 5.4.1.3. CARGA DEL CATALIZADOR EN LOS REACTORES R-12001 A- B

5.4.1.3.1.

14Operador de Pruebas y Arranques de Campo

Verifique que las válvulas de inyección de nitrógeno en las conexiones temporales para mantener inertizado los reactores estén en posición abiertas.

5.4.1.3.2.


y

Verifique que el personal contratista responsable de la carga del catalizador disponga del esquema de distribución de carga y toda la información requerida para realizar esta actividad.

5.4.1.3.3.


y

Cargue los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B de acuerdo al procedimiento de carga de catalizador.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE La responsabilidad del procedimiento de carga del catalizador nuevo en los reactores de saturación de diolefinas será de la empresa contratada para este trabajo de acuerdo a los requerimientos establecidos en los lineamientos específicos del licenciante para cargar los reactores R-12001 A-B.

5.4.1.3.4.


y

Durante el proceso de cargado del catalizador se deben tomar muestras del catalizador para futuras referencias de composición.

IMPORTANTE El personal de operaciones conjuntamente con el licenciante debe verificar cada capa de bolas de cerámicas y de catalizador para validarlo con el esquema de distribución de carga de los reactores.

IMPORTANTE Es recomendable mantener los tambores protegidos con algún material plástico durante las maniobras de carga para evitar exponer al catalizador al vapor, la lluvia, niebla o humedad. Se debe evitar exponer el catalizador a largos periodos de tiempo en presencia de aire

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con el personal de seguridad del contratista responsable del cargado del catalizador las maniobras de carga del catalizador en periodos de lluvia fuerte o mal tiempo, con la finalidad de evitar la posible hidratación del catalizador.

IMPORTANTE Una vez que el reactor contenga catalizador en la parte interna del reactor, el personal de operaciones de pruebas y arranques debe ser mas estricto con la inyección del nitrógeno por la línea del fondo de los reactores para evitar la entrada de aire al reactor, esto debido a que el oxígeno reacciona con los compuestos azufrados del catalizador generando dióxido de azufre (SO2) y calor dentro del reactor.

5.4.1.3.5.


5.4.1.3.6.


El personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con el personal contratista responsable del cargar los reactores deben y mantener un estricto seguimiento a los indicadores de temperatura y a la presencia de SO2 con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera oportuna admitiendo más nitrógeno por la línea del fondo de los reactores R-12001 A-B. y

Coloque una junta ciega temporal con plástico alrededor en las bridas del domo de los reactores R-12001 A-B.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE Esta brida en el domo de los reactores debe ser cerrada o tapada con una brida ciega o una lona (Cuando el contratista este en su hora descanso), sin ser ajustada o apretada de tal manera que deje salir algo del nitrógeno que se esta inyectando por la línea del fondo de los reactores con la

5.4.1.3.7.

finalidad de mantener una presión positiva dentro de los reactores. Una vez finalizada la carga del catalizador en los reactores, el personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con el Operador de Pruebas y Arranques de Campo licenciante del proceso debe revisar nuevamente los reactores, tuberías, instrumentos con la finalidad de avalar la instalación de todos los accesorios internos/externos del reactor. 5.4.1.4.

NORMALIZACIÓN E INERTIZADO DE LOS REACTORES R-12001 A-B

5.4.1.4.1.


y

Normalice todas las tuberías que fueronremovidas para los trabajos de carga del catalizador de los reactores.

5.4.1.4.2.


y

Normalice los discos de 8”Ø instalados en las líneas del fondo de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B.

5.4.1.4.3.


y

Normalice la tubería codo en el domo de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B.

5.4.1.4.4.


y

5.4.1.4.5.


Retire las conexiones temporales utilizadas para admitir nitrógeno durante los trabajos de preparación y carga del catalizador en los reactores R-12001 A-B. Retire los discos ciegos de 1 ½”Ø instalados en las líneas de purgas de y equipos (DE) ubicados en las líneas fondo de los reactores R-12001 AB.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe mantener presionado a 1 Kg/cm2 Man. con nitrógeno los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B hasta la etapa de activación del catalizador. 5.4.2.

CARGA DEL CATALIZADOR EN LOS REACTORES GUARDAS DE SÍLICE R12003 A-B 5.4.2.1.

5.4.2.1.1.


y

CONDICIONES PRELIMINARES A LA CARGA DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES GUARDAS DE SÍLICE R-12003 A-B. Disponer de los volúmenes de catalizador y bolas de cerámicas requeridos de acuerdo al esquema de distribución de carga preestablecida para el llenado de los guardas de sílice R-12003 A-B.


Minatitlán-PQ. 5



5.4.2.1.2.


y

5.4.2.1.3.


y

5.4.2.1.4.


y

5.4.2.1.5.


y

5.4.2.1.6.


y

5.4.2.1.7.


y

Disponer de la hoja de datos de seguridad del material para estar informado y dictarle charlas de seguridad sobre los peligros asociados al manejo de este tipo de productos al personal contratista que realizará la carga del catalizador. Disponer de gas inerte (Nitrógeno) durante las maniobras de carga del catalizador y las bolas de cerámicas con finalidad de garantizar una atmósfera inerte y de esta manera evitar la entrada de aire a los reactores durante la etapa de carga del catalizador. Disponer de guías generales y recomendaciones que debe tener en cuenta el personal técnico para el manejo de catalizadores presulfurizados. El personal debe estar certificado, calificado y debe tener experiencia en este tipo de trabajo. Disponer de todo el equipo necesario para realizar el trabajo de carga los guardas de sílice R-12003 A-B (Tolvas, grúas, monta carga, andamios, mangas de cargado, etc…) El catalizador y las bolas de cerámicas deben ser movilizados a un lugar estratégico dentro de las conexiones para facilitar la movilización antes, durante y después del llenado de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable de los preparativos para la carga del catalizador deberá tener mucho cuidado con los tambores de catalizador y bolas de cerámicas durante las maniobras de movilización de estos tambores desde su lugar de resguardo a las conexiones de la unidad hidrodesulfuradora de nafta. 5.4.2.1.8.


y

5.4.2.1.9.


y

El personal especializado debe disponer de todo el material, equipos y recurso necesario para poder realizar el trabajo de carga del catalizador en los reactores. El procedimiento previamente establecido para la carga del catalizador en los reactores guardas de sílice R-12003 A-B es el método de carga densa. PREPARATIVOS PARA LA CARGA DEL CATALIZADOR Y BOLAS

5.4.2.2. R-12003 DE CERÁMICAS EN LOS REACTORES DE GUARDA DE SÍLICE A-B 5.4.2.2.1.


y

Conecte las conexiones temporales para inyectar nitrógeno por el fondo de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las conexiones temporales para la inyección de nitrógeno deben estar disponibles de ser necesario, ya que los reactores R-12003 A-B tienen líneas para la inyección de nitrógeno en las líneas de salida de cada uno de los reactores. 5.4.2.2.2.


y

5.4.2.2.3.


y

5.4.2.2.4.


y

5.4.2.2.5.


y

Cierre las válvulas de control manual HV-12019 y HV-12018 ubicadas en las líneas de entrada de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B respectivamente. Cierre las válvulas de control manual HV-12021 y HV-12022 ubicadas en las líneas de salida de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B respectivamente. Verifique que los reactores guardas de sílice R-12003 A-B estén despresionados y los entrada hombres (Manway) esténabiertos. Estos fueron abiertos durante la etapa de enfriamiento de estos reactores. Retire el codo de 10”Ø ubicado en las líneas de entrada en ambos reactores guardas desílice R-12003 A-B y coloque junta brida terminal en el extremo libre de la tubería.

IMPORTANTE

Este tramo de tubería o codo y los pasa – hombres de estos dos reactores fueron retirados y abiertos respectivamente por el personal de operaciones de pruebas y arranques durante la etapa de enfriamiento de los guardas de sílice R-12003 A-B. 5.4.2.2.6.


y

5.4.2.2.7.


y

5.4.2.2.8.


y

Instale una junta ciega/cómal tipo paleta de 1 ½”Ø en las líneas del sistema de purgas de equipos (DE) ubicadas en las líneas de salida del fondo de los guardas de sílice R-12003 A-B. Verifique que las válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en las líneas de arranque salida de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B estén en posición cerrada. Una vez que los reactores han sido aislados con los cómales o juntas ciegas y estando abiertos a la atmósfera el personal de operaciones debe realizar una inspección interna de los guardas de sílice R-12003 A-B.

Minatitlán-PQ. 5




PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable de las actividades de carga del catalizador debe realizar una evaluación de las condiciones atmosféricas de los reactores antes de autorizar el ingreso a la parte interna de los reactores R-12003 A-B, y debe tomar todas las medidas y previsiones de seguridad correspondientes para trabajos en espacios confinados tal como lo establecen las normas y procedimientos de seguridad de la petrolera PEMEX.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con los licenciantes deben entrar en los guardas de sílice antes de iniciar las actividades de carga para realizar las siguientes actividades:  Verificar que los elementos y/o accesorios internos en el reactor estén de acuerdo a los planos de construcción del fabricante /licenciante o armar las partes internas.  Verificar que el reactor se encuentra limpio y seco, de ser necesario planificar una cuadrilla de trabajadores para realizar limpieza interna antes de cargar el catalizador en el reactor.  Marcar con creyones u otro tipo de lapiceros el esquema de distribución de carga en las paredes del reactor, después de haber realizado la limpieza interna del equipo. de Pruebas 5.4.2.2.9. Operador Arranques de Campo

de Pruebas 5.4.2.2.10 Operador Arranques de Campo

y

Realice limpieza interna en los reactores guarda de sílice R-12003 AB para retirar cualquier escombro y la humedad presente en las paredes de los reactores.

Una vez realizada la limpieza interna y haber concluido todos los trabajos relacionados con la instalación y remoción de accesorios mecánicos en la parte interna de los reactores, el personal de y operaciones y el licenciante del proceso deben realizar una segunda inspección para validar las condiciones internas de los reactores, si todo esta bien realice las marcas del esquema de distribución de carga en esta actividad debe estar presente el contratista responsable de la carga del catalizador.

PRECAUCIÓN Todo el personal técnico debe utilizar los equipo de protección personal y herramientas recomendadas como resultado del análisis de trabajo seguro realizado con todas las personas responsables de estas actividades (Equipo de suministro de aire directo, overall - traje de trabajo, etc. Ver el análisis de riesgos) para poder ingresar y trabajar en la parte interna del reactor.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE El análisis de trabajo seguro es un documento redactado en mutuo acuerdo entre el personal de Operaciones, Mantenimiento y Contratista ejecutor, donde se analizan los riesgos y se establecen todas lasycondiciones y medidas de seguridad que se deben en cuenta antes, durante después del trabajo preventivas con el fin proteger la integridad físicatomar del trabajador, evitar contaminación al medio ambiente y evitar daños a las conexiones, con la finalidad de realizar el trabajo de forma segura y confiable, tal como lo establecen las normas y procedimientos de seguridad de PEMEX Refinación.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro de que las condiciones de seguridad dentro del reactor son aptas para realizar el trabajo y poder autorizar el ingreso del personal técnico al interior del reactor para iniciar los trabajos de carga del catalizador. 5.4.2.3.

CARGA DEL CATALIZADOR EN LOS REACTORES GUARDAS DE SÍLICE R-12003 A-B Verifique que las válvulas de inyección de nitrógeno en las conexiones temporales para mantener inertizado los reactores guardas de sílice R12003 A-B estén en posición abiertas.


y


y

Verifique el personal contratista responsabledede la carga catalizadorque disponga del esquema de distribución carga y todadel la información requerida para realizar de esta actividad.


y

El procedimiento requerido para la carga del catalizador en los reactores será realizado utilizando el método de carga densa.

IMPORTANTE La responsabilidad final del procedimiento de carga del catalizador nuevo en los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B será de la empresa contratada para este tipo de trabajo, la cual debe regirse por los requerimientos establecidos en los procedimientos específicos del licenciante. de Pruebas 5.4.2.3.4. Operador Arranques de Campo

y


IMPORTANTE El personalyde conjuntamente el licenciante debe verificar cada capa bolas de cerámicas deoperaciones catalizador para validarlo concon el esquema de distribución de carga de losdereactores.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Es recomendable mantener los tambores protegidos con algún material plástico durante las maniobras de carga para evitar exponer al catalizador al vapor de agua, la lluvia, niebla o humedad. Se debe evitar exponer el catalizador a largos periodos de tiempo en presencia de aire ya que el oxigeno reacciona con los compuestos azufrados del catalizador.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con el personal contratista del cargado del catalizador deben detener las maniobras de carga del catalizador en periodos de lluvia fuerte o mal tiempo, con la finalidad de evitar la posible hidratación del catalizador.

IMPORTANTE Una vez que el reactor contenga catalizador en la parte interna el personal de operaciones de pruebas y arranques debe ser mas estricto con la inyección del nitrógeno en la línea del fondo de los reactores para evitar la entrada de aire a los reactores guardas de sílice R-12003 A-B, esto debido a que el oxígeno reacciona con los compuestos azufrados del catalizador generando dióxido de azufre (SO2) y calor dentro del reactor.

Operador

de

Pruebas

y

temperatura y a la presencia de SO2 dentro de los reactores, con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera oportuna admitiendo más nitrógeno por la línea del fondo de los reactores R12003 A-B.



El personal de operaciones de pruebas y arranques y el personal contratista responsable del cargado de los reactores guardas de sílice deben mantener un estricto seguimiento a los indicadores de

y

Coloque un cómal o junta bridada terminal temporal con plástico alrededor de las bridas del domo de los reactores de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B.

IMPORTANTE Esta brida en el domo de los reactores debe ser cerrada o tapada con una brida ciega o una lona (Cuando el contratista este en su hora descanso), sin ser ajustada o apretada de tal manera que deje salir algo del nitrógeno que se esta inyectando por la línea del fondo de los reactores con la finalidad de mantener una presión positiva dentro de los reactores y de esta manera evitar la entrada de aire a la sección interna de los reactores.

Operador dede Pruebas Campo 5.4.2.3.7. Arranques

Una vez finalizada la carga del catalizador en los reactores, el personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con el y licenciante del proceso debe revisar nuevamente los reactores, tuberías, instrumentos con la finalidad de avalar la instalación de todos los accesorios internos/externos del reactor.


Minatitlán-PQ. 5



5.4.2.4.

NORMALIZACIÓN E INERTIZACIÓN DE LOS REACTORES GUARDAS DE SÍLICE R-12003 A-B Normalice todas aquellas tuberías que fueron removidas para los


y


y

Normalice los cómales de 10”Ø instalados en las líneas del fondo de los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B.


y

Normalice la tubería o codos del domo de los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B.


y


y

5.4.2.4.1.

trabajosA-B. de carga del catalizador de los reactores guardas de sílice R12003

Retire las conexiones temporales para admitir nitrógeno que fueron construidas en la etapa de preparativos a la carga del catalizador en los reactores guardas de sílice R-12003 A-B. Retire los cómales ciegos de 1 ½”Ø instalados en las líneas de purgas de equipos (DE) ubicados en las líneas de fondo de los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B.

El personal IMPORTANTE de operaciones de pruebas y arranques debe mantener presionado a 1 Kg/cm2 Man. con nitrógeno los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B hasta la etapa de activación del catalizador. 5.4.3.

CARGA DE CATALIZADOR EN EL REACTOR HIDRODESULFURADOR DE NAFTA DE COQUIZACIÓN R-12002

5.4.3.1. CONDICIONES PRECEDENTES A LA CARGA DE L CATALIZADOR


Operador

de

Pruebas

y

Operador de Pruebas 5.4.3.1.2. Arranques de Campo

y

Disponer de los volúmenes de catalizador y bolas de cerámicas requeridos de acuerdo al esquema de distribución de carga preestablecida para el llenado del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002. Disponer de la hoja de datos de seguridad del material para estar informado y dictarle charlas de seguridad sobre los peligrosque asociados al manejo de este tipo de productos al personal contratista realizará la carga del catalizador.


Minatitlán-PQ. 5




y


y


y


y


y

5.4.3.1.4.

Disponer de gas inerte (Nitrógeno) durante las maniobras de carga del catalizador y las bolas de cerámicas con finalidad de garantizar una atmósfera inerte y por ende evitar la entrada de aire a los reactores, y el contacto del oxigeno con el catalizador. Disponer de guías generales y recomendaciones que debe tener en cuenta el personal técnico para el manejo de catalizadores presulfurizados. El personal debe estar certificado, calificado y con experiencia en este tipo de trabajos. Disponer de todo el equipo necesario para realizar el trabajo de carga del catalizador en el reactor de hidrodesulfuración R-12002 (Tolvas, grúas, monta carga, andamios, mangas de cargado, etc.). El catalizador y las bolas de cerámicas deben ser movilizados a un lugar estratégico dentro de las conexiones para facilitar la movilización antes, durante y después del llenado del reactor.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable de los preparativos para la carga del catalizador deberá de tener mucho cuidado contambores los tambores de catalizador de cerámicas durante las maniobras movilización de estos del área de almacény abolas las conexiones de la unidad hidrodesulfuradora de nafta. de Pruebas 5.4.3.1.8. Operador Arranques de Campo

y


y

5.4.3.2.


y

El personal especializado debe disponer de todo el material, equipos y recurso necesario para poder realizar el trabajo de carga del catalizador en el reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002. El procedimiento requerido para la carga del catalizador en los reactores será realizado utilizando el método de carga densa. PREPARATIVOS PARA LA CARGA DEL CATALIZADOR EN EL REACTOR DE HIDRODESULFURACIÓN R-12002. Instale las conexiones temporales para admitir / inyectar nitrógeno por la línea de fondo del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.

IMPORTANTE Las conexiones temporales para la inyección de nitrógeno deben estar disponibles de ser necesario, ya que el reactor R-12002 tiene línea para lainyección de nitrógeno enla línea de salida del reactor.

Minatitlán-PQ. 5




Verifique que el reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización este despresionado y con los entrada-hombres (Manway) completamente abiertos. Estos pasa-hombres fueron abiertos durante la etapa de enfriamiento del reactor R-12002.


y

Operador

y

Cierre la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.


y

Cierre la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de salida del fondo del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.


y

5.4.3.2.2.

de

Pruebas


Retire el codo de 10”Ø ubicado en las líneas de entrada domo del reactor R-12002 y coloque junta ciega terminal en el extremo libre de la tubería del codo desmontado.

IMPORTANTE Este tramo de tubería o codo y los pasa – hombres del reactor hidrodesulfurador fueron retirados y abiertos respectivamente por elpersonal de operaciones de pruebas y arranques durante la etapa de enfriamiento del reactor R-12002. de Pruebas 5.4.3.2.6. Operador Arranques de Campo

y


y

5.4.3.2.7.

Instale un cómale tipo paleta de 2”Ø en la línea del sistema de purgas de equipos (DE) ubicada en la línea salida del fondo del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002. Una vez que el reactor ha sido aislados con los cómales o juntas ciegas y abierto a la atmósfera. El personal de operaciones debe realizar una evaluación de las condiciones atmosféricas en la parte interna del reactor para poder autorizar la entrada reactor hidrodesulfurador R-12002.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques responsable de las actividades de carga del catalizador debe realizar una evaluación de las condiciones atmosféricas del reactor antes de autorizar el ingreso a la parte interna del reactor R-12002, y debe tomar todas las medidas y previsiones de seguridad correspondientes para trabajos en espacios confinados tal como lo establecen las normas y procedimientos de seguridad de la petrolera PEMEX.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente conlos licenciante deben entrar en el reactor R-12002 antes de iniciar las actividades de carga para realizar las siguientes actividades:   

Verificar que los elementos y/o accesorios internos en el reactor estén de acuerdo a los planos de construcción del fabricante /licenciante o armar las partes internas. Verificar que el reactor se encuentra limpio y seco, de ser necesario planificar una cuadrilla de trabajadores para realizar limpieza interna antes de cargar el catalizador en el reactor. Una vez limpiado el reactor, marcar con creyones u otro tipo de lapiceros el esquema de distribución de carga en las paredes del reactor.



y

Realice limpieza interna en el Reactor R-12002 para retirar cualquier escombro, escoria, virutas y la posible humedad presente en las paredes del reactor de hidrodesulfuración de nafta.

Una vez realizada la limpieza interna y haber concluido todos los trabajos relacionados con la instalación y remoción de accesorios mecánicos en la parte interna de los reactores, el personal de y operaciones y el licenciante deben realizar una segunda inspección para validar las condiciones internas de los reactores, si todo esta bien realice las marcas del esquema de distribución de carga en esta actividad debe estar presente el contratista responsable de la carga del catalizador.

PRECAUCIÓN Todo el personal técnico debe utilizar los equipo de protección personal y herramientas recomendadas como resultado del análisis de trabajo seguro realizado con todas las personas responsables de estas actividades (Equipo de suministro de aire directo, overall - traje de trabajo, etc. Ver el análisis de riesgos) para poder ingresar y trabajar en la parte interna del reactor.

IMPORTANTE El análisis de trabajo seguro es un documento redactado en mutuo acuerdo entre el personal de Operaciones, Mantenimiento y Contratista ejecutor, donde se analizan los riesgos y se establecen todas las condiciones y medidas preventivas de seguridad que se deben tomar en cuenta antes, durante y después del trabajo con el fin proteger la integridad física del trabajador, evitar contaminación al medio ambiente y evitar daños a las conexiones, con la finalidad de realizar el trabajo de forma segura y confiable, tal como lo establecen las normas y procedimientos de seguridad de PEMEX Refinación.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro de que las condiciones de seguridad dentro del reactor son aptas para realizar el trabajo y autorizar el ingreso del personal técnico al interior del reactor para iniciar los trabajos de carga del catalizador.



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

5.4.3.3.

CARGA DEL CATALIZADOR HIDRODESULFURACIÓN R-12002

EN

EL

REACTOR

DE


y

Verifique que las válvulas de inyección de nitrógeno de las conexiones temporales estén en posición abierta para mantener inertizado el


y

reactor. Verifique que el personal contratista responsable de la carga del catalizador disponga del esquema de distribución de carga y toda la información requerida para realizar esta actividad.


Una vez verificada toda la información requerida proceda autorizar al contratista responsable de la carga del catalizador a iniciar las y actividades para cargar el catalizador en el reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002 de acuerdo al procedimiento de carga de catalizador.

IMPORTANTE Los trabajos de ejecución de la carga del catalizador nuevo en el reactor de hidrodesulfuración es responsabilidad de la empresa contratada por EBRAMEX para realizar este trabajo. De acuerdo a los requerimientos previamente establecidos por el licenciante del proceso y el consorcio de EBRAMEX. El procedimiento de ejecución de la carga debe ser revisado y avalado por el personal de operaciones de pruebas y arranques de EBRAMEX. de Pruebas 5.4.3.3.4. Operador Arranques de Campo

y


IMPORTANTE El personal de operaciones conjuntamente con el licenciante debe verificar cada capa de bolas de cerámicas y de catalizador para validarlo con el esquema de distribución de carga del reactor.

IMPORTANTE Es recomendable mantener los tambores protegidos con algún material plástico durante las maniobras de carga para evitar exponer al catalizador al vapor, la lluvia, niebla o humedad. Se debe evitar exponer el catalizador a largos periodos de tiempo en presencia de aire.

PRECAUCIÓN El personal operaciones pruebas arranques de conjuntamente con el personal contratista del cargado delde catalizador debededetener lasymaniobras carga del catalizador en periodos de lluvias fuerte o mal tiempo, con la finalidad de evitar la posible hidratación del catalizador.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE Una vez que el reactor contenga catalizador en la parte interna el personal de operaciones de pruebas y arranques debe ser mas estricto con la inyección del nitrógeno por la línea del fondo del reactor para evitar la entrada de aire al reactor hidrodesulfurador R-12002, esto debido a que el 2) reacciona con los compuestos azufrados del cataliz ador generando dióxido de azufre (SO yoxígeno calor dentro del reactor.



El personal de operaciones de pruebas y arranques y el personal contratista responsable del cargado del reactor de hidrodesulfuración y de nafta R-12002 deben mantener un estricto seguimiento a los indicadores de temperatura y a la presencia de SO 2 con la finalidad de tomar las acciones correctivas de manera oportuna admitiendo más nitrógeno por la línea del fondo del reactor. y

Coloque una brida ciega temporal con plástico alrededor en la brida del domo del reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R12002.

IMPORTANTE Esta brida en el domo de los reactores debe ser cerrada o tapada (en las horas que el contratista esta de descanso), de tal manera que deje salir apenas algo del nitrógeno que se esta inyectando en línea del fondocon de el losnitrógeno reactoresdentro para evitar se presionen los equipos, pero manteniendo un la presión positiva de losque reactores.

5.4.3.7.


y

Una vez finalizada la carga del catalizador en los reactores, el personal de operaciones de pruebas y arranques conjuntamente con el licenciante del proceso debe revisar nuevamente los reactores, tuberías, instrumentos con la finalidad de avalar la instalación de todos los accesorios internos/externos del reactor.

5.4.3.4. NORMALIZACIÓN E INERTIZACIÓN DEL REACTOR R-12002 Normalice todas las tuberías que fueron removidas para realizar los trabajos de carga del catalizador en el reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.


y


y

Normalice el cómale ciego de 12”Ø instalado en la línea del fondo del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.


y

Normalice la tubería o codo del domo del reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.


y

Retire las conexiones temporales para admitir nitrógeno durante la etapa de carga del catalizador del reactor R-12002.



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011


y

Retire el disco ciego de 2”Ø instalados en la línea de purgas de equipos (DE) ubicada en la línea del fondo del reactor de hidrodesulfuración R12002.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe mantener presionado a 1 Kg/cm2 con nitrógeno el reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002 hasta la etapa de activación del catalizador. 5.5. SEGUNDA PRUEBA DE HERMETICIDAD DEL SISTEMA DE REACCIÓN

IMPORTANTE Para realizar la segunda prueba de hermeticidad del sistema de reacción el personal de operaciones debe seguir el procedimiento descrito en la sección 5.2. Pruebas de Hermeticidad de la Unidad de HDNC de Nafta de Coque el aparte 5.2.2. Referido a la Primera Prueba de Hermeticidad de la Sección de Reacción de este procedimiento. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES DE LA UNIDAD 5.6. HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN R-12001 A-B / R-12003 AB / R-12002 5.6.1. ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES DE SATURACIÓN DE DIOLEFINAS R-12001 A-B

IMPORTANTE El proceso de activación del catalizador presulfurado / sulfhidrato de los reactores de saturación de Diolefinas R-12001 A-B será activado de forma simultánea. El circuito establecido para activar este catalizador no incluye los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B ni el reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002.

DIAGRAMA ESTABLECIDO D-12011

T-12003

D-12003

D-12002

EA-12009

C-12002-T

E-12101

E-12002

H-12001

HIDROGENO

E-12002

E-12004

R-12001B

E-12004

E-12101

R-12001A


Minatitlán-PQ. 5



5.6.1.1. de Pruebas 5.6.1.1.1. Operador Arranques de Campo

y


y

CONDICIONES PRECEDENTES AL PROCESO DE ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES R-12001 A-B Disponer de nafta amarga de arranque con un contenido de azufre menor a 1% p/p con un bajo contenido de Olefinas y Aromáticos. La sección de fraccionamiento torres Desbutanizadora T-12001 y Separadora de Nafta T-12002 deben estar circulando, ver procedimiento de arranque de la unidad sección de puesta en servicio de la sección de fraccionamiento.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe poner en operación la sección de fraccionamiento, con la excepción de los hornos H-12002/H-12003 antes de admitir carga líquida (Nafta Amarga menor 1% S p/p) en la sección de reacción durante la etapa de activación del catalizador. Este sistema debe estar circulando de la siguiente manera: P-12005/R  EA-12006  E-12007ABC  Línea de arranque vía D-12002  D-12004  P-12007/R  T-12001  E12011  E-12010  T-12002  P-12005/R. de Pruebas 5.6.1.1.3. Operador Arranques de Campo

y

Los compresores de hidrógeno de reposición C-12001 y recirculación de hidrógeno C-12002 (T) deben estar disponibles y habilitados para ser puestos en operación.

IMPORTANTE El sistema de distribución de hidrógeno de recirculación del compresor C-12002 (T) debe estar disponible y habilitado para ser alineado durante la etapa de activación del catalizador de los reactores de la sección de reacción de Pruebas 5.6.1.1.4. Operador Arranques de Campo

y


y

El calentador de carga H-12001 debe estar disponible y habilitado para ser puesto en servicio durante la etapa de activación del catalizador. La recirculación de amina pobre a través de la torre lavadora con aminas T-12003 debe estar detenida durante la etapa de activación del catalizador.

IMPORTANTE Durante el proceso de activación del catalizador de los reactores de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización la torre lavadora T-12003 solamente estará alineada, sin estar recirculando Amina Pobre a través de la torre. El personal de operaciones de pruebas y arranques durante las diferentes etapas del proceso de activación del catalizador, evaluará si es necesario recircular amina. de Pruebas 5.6.1.1.6. Operador Arranques de Campo

y

El sistema de alimentación de nafta a la unidad HDNC debe estar recirculando al tambor amortiguador de carga D-12001. Ver la sección de arranque de las bombas de carga procedimiento de arranque de la unidad HDS de Nafta de Coque.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE El sistema de alimentación debe estar recirculando bomba de carga P-12001/T al tambor de carga D-12001, a través de la válvula de control de presión PV-12006 sistema de recirculación de la bomba de carga P-12001/P-12001-T. de Pruebas 5.6.1.1.7. Operador Arranques de Campo

y


y


y


Los enfriadores con aire EA-12009 y EA-12001 deben estar en servicio o disponibles para ser puestos en operación cuando lo requiera el personal de operaciones. El enfriador con agua E-12012 debe estar en servicio o disponible para ser puesto en operación cuando sea requerido por el personal de operaciones durante el proceso de activación del catalizador. La bota del separador de alta en frío D-12011 debe tener nivel con agua. Ver procedimiento de arranque de la unidad HDS de Nafta de Coque.

Las maniobras de activación del catalizador de los reactores de la unidad de HDNC de Nafta de Coque deben realizarse bajo la y supervisión del personal proveedor del catalizador, por lo tanto este procedimiento puede tener modificaciones y/o adecuaciones dependiendo de las recomendaciones emitidas por el licenciante del catalizador.

IMPORTANTE Para hacer nivel con agua en la bota de este separador D-12011 se debe poner en servicio el sistema de inyección de agua lavador al EA-12001. Esto es lo más recomendable, pero no es una actividad que limita realizar las actividades del procedimiento de activación del catalizador de la sección de reacción. 5.6.1.2.


y

PREPARATIVOS PARA EL PROCESO DE ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES R-12001 A-B Cierre todas válvulas de compuerta de los sistemas de purgas y venteos a la atmósfera asociadas al sistema definido para la activación del catalizador de los reactores.

IMPORTANTE Las válvulas de purgas y venteos asociados a líneas y equipos de la sección de reacción definida para la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B que descargan o desfogan a la atmósfera y sumidero deben estar bloqueadas / cerradas con su respectivo tapón o brida ciega, esto con el objetivo de confinar el sistema y evitar fugas del circuito al ser presionado con hidrógeno durante el proceso de activación del catalizador.

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y

Verifique la posición de los discos ciegos en campo utilizando los DTI’s validando la correcta posición de los discos ciego para realizar las actividades de activación de los reactores R-12001 A-B.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar la correcta posición de los discos ciegos para garantizar dos condiciones: El aislamiento del sistema de reacción definido para la activación del catalizador de los reactores R-12001 A-B del resto de los sistemas de la unidad  La alineación o el libre flujo dentro del circuito previamente definido para realizar esta actividad de activación. Verifique que todos los equipos y accesorios de instrumentación de Pruebas y asociados al circuito definido para la activación del catalizador de los 5.6.1.2.3. Operador Arranques de Campo reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B estén todos alineados al proceso. 

IMPORTANTE Los accesorios y/o equipos de instrumentación dentro del circuito definido deben estar alineados con la excepción de los analizadores en línea. Los accesorios y/o equipos de Instrumento son los siguientes: Válvulas de manómetros, tomas de trasmisores de flujo, tomas de instrumentos trasmisores de nivel, de presión, etc. Operador

de

Pruebas


y

Verifique que todas las válvulas de seguridad dentro del circuito de reacción estén alineadas al sistema de desfogue de alta presión y con la válvula de directo de este dispositivo de seguridad en posición cerrada.

IMPORTANTE Las válvulas de seguridad que se encuentren dentro del circuito de reacción deben ser alineadas abriendo las válvulas de compuertas ubicadas antes y abajo de dichas válvulas y dejando cerradas las válvulas de directo asociadas a este dispositivo de seguridad VÁLVULA DE SEGURIDAD

UBICACIÓN - SISTEMA

PSV-12852 A-B


PSV-12851 A-B


PSV-12853 A-B


PSV-12853 C-D PSV-12856 A-B-C

Línea lado cuerpo del intercambiador E-12004 C-D Reactor R-12003 A

PSV-12857 A-B-C

Reactor R-12003 B

PSV-12859 A-B-C

Reactor R-12002

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PSV-12858

Reactor R-12002

PSV-12861 A-B


PSV-12871 A-B


PSV-12872 A-B


PSV-12873 A-B


PSV-12943 A-B

Torre de lavado con Aminas T-12003 Cierre las válvulas de compuerta de 6”Ø del sistema hidrógeno de arranque entrando a la línea de carga – Nafta al lado cuerpo del E12001 vía reactor de saturación de Diolefinas R-12001 A.


y


y

Cierre la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de Diolefinas R-12001A.


y

Abra las dos válvulas de compuerta 8”Ø directo de los reactores de saturación de Diolefinas R-12001 A-B.


y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø línea de arranque salida del calentador de carga H-12001 entrando al R-12001 A.

IMPORTANTE El reactor de saturación de diolefinas R-12001Aha quedado desviado directo a los E-12004A-B-CD  al calentador de carga H-12001  R-12001 A por la línea de arranque saliendo del calentador. de Pruebas 5.6.1.2.9. Operador Arranques de Campo

y


y


y

Operador

de

Pruebas

y

5.6.1.2.12. Arranques de Campo Operador

de

Pruebas


Abra las dos válvulas de compuerta de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del reactor R-12001 B hacia el lado tubo de los intercambiadores de carga / efluente E-12004 A-B-C-D. Cierre la válvula de de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 B hacia el lado cuerpo de los intercambiadores de carga / efluente E-12004 A-B-C-D. Abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada después de las dos válvulas de retención (válvula check) en la línea de proceso entrada a los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D. Cierre la válvula de compuerta de 4”Ø del sistema de suministro de hidrógeno de recirculación de Diolefinas R-12001 B. a la línea de salida del reactor de saturación

y

Abra las válvulas de compuertas de 8”Ø entrada y salida lado cuerpo de los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D.

Minatitlán-PQ. 5





y

Abra las válvulas de compuerta de 10”Ø entrada y salida lado tubos de los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D.

Abra las válvulas de compuerta de 10”Ø y cierre la válvula de globo de 8”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de temperatura TV-12012 C y verifique que la válvula de control este en posición cerrada. Abra las válvulas de compuerta de 8”Ø y la válvula de globo de 8”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo – directo de la válvula de control Operador de Pruebas y de flujo de carga FV-12136A al calentador de carga H-12001, 5.6.1.2.16. Arranques de Campo/Control simultáneamente verifique que la válvula de control este en posición cerrada. de Pruebas 5.6.1.2.15. Operador Arranques de Campo

y

IMPORTANTE Las válvulas de control automático deben quedar habilitadas desde el punto vista de comisionado (comisionado válvulas de bloqueo y directo), pero las válvulas de control deben quedar preferiblemente cerradas hasta que el personal de operaciones las accione durante la activación del catalizador. de Pruebas 5.6.1.2.17. Operador Arranques de Campo

Operador

de

Pruebas

y

y


Abra las dos válvulas de compuertas de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del calentador H-12001 hacia la línea de entrada del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 A. Cierre las válvulas de control manual HV-12018 /12019 ubicadas en las líneas entrada a los reactores guardas de Sílice R-12003B y R12003Aderespectivamente.

y

Cierre las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de bypass - directo – directo de los reactores guardas de Sílice R-12003 AB.

IMPORTANTE Estas válvulas cerradas en los dos pasos anteriores limitan el circuito de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B. de Pruebas 5.6.1.2.20. Operador Arranques de Campo

y


y


Cierre las dos válvulas de compuerta de10”Ø ubicadas después de las válvulas de control remoto manual HV-12021/HV-12022 línea de salida común de los reactores guardas de sílice R-12003 A-B, en la línea de entrada a los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D. Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de inyección de Hidrogeno de recirculación asociado a la línea de entrada del reactor de

hidrodesulfuración de Naftas de Coquización R-12002. Cierre la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de salida y del reactor de hidrodesulfuración de Nafta R-12002 hacia las líneas de entrada lado tubos de los intercambiadores E-12004 A-B-C-D.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

Verifique que los cómales ciegos asociados a las líneas de entrada y salida lado tubos del 2do. Intercambiador de carga/efluente E-12002 estén en posición abiertos. Abra las válvulas de compuerta de 8”Ø y cierre la válvula de globo de 8”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo de la válvula de control de temperatura TV-12012 y verifique que la válvula de control este en posición cerrada.


y


y


y


y


y

5.6.1.2.29.

Cierre la válvula de compuerta de 6”Ø del sistema de anti-surge de la descarga del compresor de circulación C-12002 (T) al tambor de alta en caliente D-12002. Cierre la válvula de bola de 6”Ø ubicada después de la válvula de control de nivel LV-12003 B del tanque D-12002 hacia el enfriador E12010. Cierre las dos válvulas de bola de 6”Ø ubicadas antes de la válvula de control de nivel LV-12003 B del tanque separador de alta en caliente D-12002. Cierre la válvula de bola de 6”Ø ubicada después de la válvula de control de nivel LV-12003 A del tanque D-12002 hacia el enfriador E12010. Abra las dos válvulas de bola de 6”Ø ubicadas antes de la válvula de control de nivel LV-12003 A del tambor separador de alta en caliente D12002.

IMPORTANTE Las válvulas de bloqueo de las dos válvulas de control de nivel LV-12003 A-B del tanque separador en alta en caliente D-12002DELIMITAN EL CIRCUITO definido para la activación del catalizador en este procedimiento, por lo tanto el circuito definido llega hasta estasválvulas de control LV-12003 AB. de Pruebas 5.6.1.2.30. Operador Arranques de Campo

y


y


y

Cierre la válvula de compuerta de ¾”Ø del sistema de inyección del Inhibidor de corrosión en base de hidrocarburo entrando a la línea de agua lavadora del ventilador EA-12001. Cierre la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de agua de lavado a las líneas de entrada del primer enfriador de Naftas EA12001 del separador de alta en caliente D-12002. Abras las válvulas de compuerta de 6”Ø en las líneas de entrada y salida del primer enfriador de Naftas EA-12001 del separador de Nafta en caliente.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

de

Pruebas

Arranques de Campo


y


y


y


y


y

Abra las válvulas de compuertas de 8”Ø en la línea de entrada y salida lado tubo del segundo enfriador de Nafta EA-12012. Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada después de la válvula de control manual HV-12003 del sistema de despresurización rápida de la unidad HDNC ubicada en el tanque separador de alta frío D-12011. Abra la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada antes de la válvula de control manual HV-12003 del sistema de despresurización rápida de la unidad HDNC en el tanque separador de alta frío D-12011. Abra la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada después de la válvula de control de presión PV-12025 en el tanque separador de alta en frío D-12011de la sección de reacción de la unidad HDNC. Abra las válvulas de compuerta de 3”Ø y cierre la válvula de globo de 2”Ø sistema de bloqueo y bypass - directo- directo de la válvula de control de presión PV-12025 ubicada en el tanqueseparador de alta en frío D-12011. Cierre la válvula de control de cierre hermético XV-12320 ubicada en la línea de 1 ½”Ø de la bota del tanque separador de alta en frío D-12011, sistema de aguas amargas a las unidades despojadoras de aguas agrias. Cierre las válvulas de bola 1 ½”Ø ubicadas antes y después de las válvulas de control de nivel LV-12005 A-B de la bota del tambor de alta en caliente D-12011.

IMPORTANTE Este sistema de purgas o salida de aguas amargas será abierto por el personal de pruebas y arranques durante la activación del catalizador con la finalidad de drenar el contenido de agua generado durante esta etapa del proceso. de Pruebas 5.6.1.2.40. Operador Arranques de Campo

y


y

Cierre la válvula de control de cierre hermético XV-12321 ubicada en la línea de 3”Ø Nafta del tanque separador de alta en frío D-12011 al lado tubo enfriador EA-12010. Cierre las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas antes y después de las válvulas de control de nivel LV-12004 A-B Nafta hidrodesulfurada al enfriador EA-12010.


Minatitlán-PQ. 5



IMPORTANTE Las válvulas de bloqueo de las dos válvulas de control de nivel LV-12005 A-B y LV-12004 A-B lado aguas amargas y lado naftas del tanque separador de alta en caliente D-12002 DELIMITAN EL CIRCUITO definido para la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R12001 A-B en este procedimiento. Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de entrada a y la torre lavadora con Aminas T-12003 de los gases provenientes del 5.6.1.2.42. tanque separador de alta en caliente D-12011. Operador de Pruebas Arranques de Campo


y


y


y


y


y

Cierre las dos válvulas de compuerta y de globo de 4”Ø ubicadas en la línea de bypass - directo – directo de la torre lavadora con Aminas T12003. Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de salida de los gases de la torre lavadora con aminas T-12003 al tanque D-12003 succión del compresor de hidrógeno de circulación C-12002 (T). Cierre la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea de entrada de Amina pobre a la torre lavadora con aminas T-12003. Cierre la válvula de control de cierre hermético XV-12322 ubicada en la línea del fondo de la torre lavadora con Aminas T-12003, sistema de Amina rica al tanque asentador de amina rica D-12022. Cierre las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas antes y después de la válvula de control de nivel de Amina Rica LV-12006 A-B de la torre lavadora de Amina T-12003.

IMPORTANTE Las válvulas de control de nivel de Amina Rica LV-12006 A-B de la torre lavadora con Aminas T12003 y la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de circulación de Amina Pobre a la torre DELIMITAN EL CIRCUITO definido para la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B en este procedimiento.

IMPORTANTE El circuito definido para realizar los trabajos de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B ha quedado alineado, disponible y habilitado para establecer circulación a través de este circuito. 5.6.1.3.

PROCESO DE ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES R-12001 A-B

Minatitlán-PQ. 5




5.6.1.3.1.

Operador

de

Pruebas

y

5.6.1.3.1.1. Arranques de Campo

de Pruebas 5.6.1.3.1.2. Operador Arranques de Campo

y

ACTIVACIÓN EN FASE GASEOSA DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES R-12001 A-B

Abra las dos válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en la línea de admisión de hidrógeno de arranque (Hidrógeno de reposición) a la línea de carga antes de entrar por el lado cuerpo del intercambiador del reactor de saturación de diolefinas E-12101. Incremente lentamente la presión en el circuito definido para activar el catalizador hasta los 12 Kg/cm 2 man.

IMPORTANTE El sistema puede ser presionado a 12 Kg/cm2 man. con el hidrógeno proveniente de la unidad de hidrógeno, ya que las condiciones del H2 hasta el límite de batería de la unidad HDNC será de presión de operación 35 Kg/cm 2 y 38º C.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe tener en cuenta que la sección de reacción no puede ser presionada por encima de un cuarto de la presión de operación, cuando el perfil de temperatura de la sección de reacción (reactores y tanques separadores) esta por debajo de los 2 100 – 120 Por lo tanto, en esta etapa del por procedimiento de Kg/cm activación no se puede subirºC. la presión con hidrógeno a valores encima de 12 man.del Lacatalizador cual corresponde a un 1/4 de la presión de operación de la unidad HDNC, la cual es 48 Kg/cm2 man. Por lo tanto la máxima presión sería de aproximadamente 12 Kg/cm2 man. Todo esto con la finalidad de evitar difusión de hidrógeno en el metal de los reactores de la sección de reacción.

5.6.1.3.1.3.


y

Una vez compactado el sistema a la presión de 12 Kg/cm2 man. Y de no existir ninguna anormalidad para continuar, ponga en operación el compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T), tal como lo indica el procedimiento de arranque.

IMPORTANTE El compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T) tiene un dispositivo de seguridad por bajo flujo de gas de recirculación FALL-12050A ajustado en 11.060 Nm3/h, este valor es para condiciones normales de operación del compresor (H2S+ H2), por lo tanto se debe tener en cuenta para el momento de poner en operación el compresor. El personal de operaciones responsable del arranque evaluará la posibilidad de colocar en inoperante la acción de este dispositivo de resguardo a inicios del arranque de la máquina, con la finalidad de evitar disparos de forma frecuente. El flujo de gas de recirculación en los reactores debe ser mayor a 100 Nm3/h para garantizar una buena distribución del gas a través de los lechos del catalizador.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las condiciones normales de operación del compresor C-12002 (T) con respecto a las temperaturas de succión y descarga son 57 ºC y 112 ºC respectivamente. La circulación del circuito es a través de la válvula de control automático FV-12004 admisión de hidrógeno al reactor de saturación de diolefinas porinoperante lo tanto el disparo flujo de este sistema el instrumento FT-12005 debe serR-12001A, colocado en al iniciopor de bajo la etapa activación para evitar disparos en el sistema, valor de disparo ajustado en 890 Nm3/h Los instrumentos de disparo por bajo flujo FT-12135 y FT-12137 deben ser colocados en inoperante, flujo a través de los pasos del horno H-12001, valor de disparo 8019 Kg/h.


y

Una vez estabilizada la circulación del compresor a través del circuito, ponga en operación el calentador de carga H-12001, tal como lo indica su procedimiento de arranque.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe garantizar la estabilidad del compresor y las condiciones operacionales del circuito (Flujo, presión y temperatura) antes de proceder al encendido del horno calentador de carga H-12001. de Pruebas 5.6.1.3.1.5. Operador Arranques de Campo

y

Aumente la temperatura a la entrada del reactor R-12001A a 115 ºC a razón de 30 ºC/h, verifique los ajustes de la temperatura en el instrumento TIC-12012.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe tener en cuenta que el compresor de recirculación de hidrógeno C12002 (T) dará una temperatura de descarga de 112 ºC según diseño, por lo tanto los ajustes para incrementar la temperatura dependerá del valor que tenga para el momento la entrada del reactor R-12001A. El personal de operaciones debe realizar los ajustes operacionales necesarios (encenderá uno, dos o los tres quemadores pilotos, los pilotos y un quemador) con la finalidad de ajustar la temperatura a 115 ºC, tal como lo describe el procedimiento.

IMPORTANTE La integración del lazo de control TIC-12351 durante esta etapa debe operar en forma manual, ya que el elemento primario en condiciones normales de operación(variable operacional) de este lazo esta en el primer lecho de los reactores R-12003 A-B y para esta etapa del procedimiento de activación de los reactores R-12001 A-B estos dos reactores están completamente bloqueados. Por lo tanto, los ajustes para incrementar la temperatura a la entrada del reactor R-12001A (salida del calentador de carga H-12001) deben ser realizados de forma manual a través del lazo del control del recalentador de carga TIC-12351 (Este lazo de control de maestro – esclavo debe estar completamente desintegrado en esta etapa).

Minatitlán-PQ. 5





y

Una vez alcanzado los 115 ºC en los reactores R-12001 A-B de forma estable y sostenida, realice análisis del gas de recirculación cada hora utilizando tubos de medición (Drager’s) a través del toma muestra ubicado en la línea de succión del compresor C-12002 (T).

IMPORTANTE

Este análisis o muestreo debe ser realizado ya que a estas condiciones de temperatura se inicia el proceso de descomposición de los compuestos azufrados impregnados en el catalizador durante la etapa de Sulfhidración e iniciándose las reacciones de activación del catalizador. de Pruebas 5.6.1.3.1.7. Operador Arranques de Campo

y

Una vez alcanzado un perfil de temperatura entre 100-120 ºC en la sección de reacción, el personal de operaciones puede seguir incrementando la presión en el sistema hasta una presión de 35 Kg/Cm2 man.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque puede incrementar la presión en la sección de reacción de 12 a 35 Kg/Cm2 man. Utilizando las válvulas de compuerta del sistema de hidrógeno de arranque. Para incrementar la presión de 35 a 40 Kg/Cm2 man. a la condición requerida para la activación del catalizador el personal de operaciones debe colocar en servicio el compresor de hidrógeno de reposición C-12001.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe hacerle un seguimiento estricto al contenido de H2S presente en el gas de recirculación este no debe ser MENOR de 300 ppm Vol. Utilice tubos de medición – Drager’s con rangos entre 100 – 2000 ppm. 5.6.1.3.1.7 Operador de Pruebas Arranques de Campo .

y

Drene el contenido de agua que se pueda acumulador en los separadores D-12002 y D-12011.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones debe utilizar el equipo de protección respiratoria OBLIGATORIO para tomar este tipo muestra, y debe estar adiestrado y/o entrenado sobre el control y riesgos del sulfuro de hidrógeno H2S. Monitoree continuamente el perfil de temperatura de los reactores de saturación de diolefinas y la presión del sistema establecido para la 5.6.1.3.1.8 Operador de Pruebas y activación del catalizador de los reactores de diolefinas poniendo en Arranques de Campo/Control . operación el compresor de hidrógeno de reposición, tal como lo indica el procedimiento de arranque del compresor C-12001.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones debe tener en cuenta que en la medida que se incremente la temperatura favorecerá la velocidad de reacción de los oxisulfuros (especialmente el azufre) con el hidrógeno presente en el gas de recirculación, por lo tanto la presión en el sistema tenderá a disminuir.parcial El operador debe reponer no con la finalidad de garantizar todo el tiempo una presión del hidrógeno en eleste gashidróge de recirculación por encima del 50 % Vol/Vol. Para garantizar que se den las reacciones de activación y evitar daños prematuros en el catalizador.

IMPORTANTE Los incrementos de temperaturas producidos en el lecho de los reactores son indicios de que están ocurriendo las reacciones de conversión de los óxidos metálicos a sulfuros metálicos. Reacciones de activación: MOOXSY + H2 MOS2+H2O + H2S

▲

Liberación de Calor

MOS2+H2S+H2 MOS2+H2O Estas reacciones son favorecidas por la presencia del H2S y el H2, este último desplaza el oxígeno para formar H2O. Operador Pruebas y Incremente la temperatura a la entrada del reactor de saturación de 5.6.1.3.1.9 Arranques dede Campo/Control diolefinas R-12001A a 150 ºC a razón de 30 ºC/H. . de Pruebas y Monitoree continuamente el perfil de temperatura de los reactores de 5.6.1.3.1.10 Operador Arranques de Campo/Control saturación de diolefinas R-12001 A-B.

IMPORTANTE Si el diferencial de temperatura en el lecho del catalizador excede los 30 ºC, detenga el aumento de la temperatura hasta que la presión diferencia a través de los lechos del catalizador sea menor de 30 ºC. Una vez alcanzado los 150 ºC en los reactores R-12001 A-B de forma de Pruebas y estable y sostenida, realice análisis del gas de recirculación cada hora 5.6.1.3.1.11 Operador Arranques de Campo/Control utilizando tubos de medición Drager’s de H2S a través del toma muestra

ubicado en la línea de succión del compresor C-12002 (T).

IMPORTANTE Con el aumento de la temperatura a la entrada de los reactores se produce un incremento en el proceso de descomposición de los compuestos azufrados impregnados en el catalizador srcinándose una aceleración de las reacciones de activación del catalizador. Por lo tanto se debe mantener una estricta vigilancia en el perfil de temperaturas del lecho de catalizador de los reactores (Máximo delta de temperatura 30 º C).

Minatitlán-PQ. 5




PRECAUCIÓN El personal de operaciones debe utilizar el equipo de protección respiratoria OBLIGATORIO para tomar este tipo muestra, y debe estar adiestrado y/o entrenado sobre el control y riesgos del sulfuro de hidrógeno H2S.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe hacerle un seguimiento estricto al contenido de H2S presente en el gas de recirculación este no debe ser MENOR de 300 ppm Vol/vol. Si el contenido de H 2S en el gas de recirculación es MENOR de 300 ppm Vol/vol. Esto significa que el catalizador esta reteniendo los compuestos azufrados. Utilice tubos de medición con rangos ent re 100 – 2000 ppm. Mantener esta temperatura por un tiempo de 2 horas, con la finalidad de Pruebas y 5.6.1.3.1.12 Operador de lograr una distribución homogénea del perfil de temperatura a Arranques de Campo/Control través del lecho catalítico. de Pruebas y Drene el contenido de agua que se pueda acumular en los tanques 5.6.1.3.1. 13 Operador Arranques de Campo/Control separadores D-12002 y D-12011 durante esta etapa de la activación.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones debe utilizar el equipo de protección respiratoria OBLIGATORIO para realizar esta actividad, y debe estar adiestrado y/o entrenado sobre el control y riesgos del sulfuro de hidrógeno H2S. de Pruebas y 5.6.1.3.1.14 Operador Arranques de Campo/Control

Realice los ajustes operacionales necesarios sobre el control de la válvula de control de flujo FV-12013 en la succión del compresor C12001 para mantener la presión del sistema en 40 Kg/cm2 man. Admitiendo hidrógeno fresco al circuito a través del compresor de hidrógeno de reposición C-12001.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe tener en cuenta que bajo las condiciones actuales en los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A/B se esta produciendo sulfuro de hidrógeno H2S razón por la cual se debe realizar un monitoreo en campo del sistema con la finalidad de detectar de forma oportuna cualquier anormalidad.

PRECAUCIÓN Los permisos de trabajos para realizar cualquier actividad de mantenimiento dentro de la unidad debe ser muy bien analizada porreactores el personal operaciones dede lasdicho actividades activación del catalizador de los paradepoder autorizarresponsable la realización trabajo.de

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las reacciones de conversión de oxisulfuros a sulfuros metálicos químicamente activos, se incrementan con mayor velocidad de reacción a partir de los 150 ºC. Las variables o las condiciones operacionales que lede indican al personal de operaciones dentro del reactor se están llevando a cabo las reacciones activación del catalizador son lasque siguientes. Variación en el diferencial de temperaturas a través de los lecho del reactor entre 10 – 45 ºC Incremento del sulfuro de hidrógeno (H2S) en el gas de recirculación El incremento de nivel de agua en los separadores de alta D-12002/D-12011, producto de las reacciones de activación del catalizador.  Disminución en la presión del sistema, producto del consumo de hidrógeno   

IMPORTANTE El personal de operaciones debe tener muy presente que lo máximo permitido con respecto al diferencial de temperatura de los lechos del catalizador de los reactores desaturación de diolefinas R-12001 A-B es de 30 ºC por tal razón debetomar todas lasacciones preventivas para controlarel proceso de reacción del catalizador.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe admitir carga líquida para continuar la activación del catalizador bajo las siguientes premisas o condiciones operacionales:  

  

Cuando deje de subir el nivel en los separadores de D-12002 y D-12011 por no estar llegando líquido en estos equipos, producto del equilibrio en las reacciones de activación. Cuando no se observe variación en los diferenciales de temperatura a través del lecho catalítico de los reactores y muestre tendencia a igualarse el perfil de temperatura del lecho del catalizador(Disminución del delta T del lecho) Cuando el contenido de sulfuro de hidrógeno – H2S en el gas de recirculación se observe con una tendencia a mantenerse constante o dar indicios de comenzar a bajar. Disminución del consumo de hidrógeno de reposición (Hidrógeno fresco) La tendencia a subir la presión en el sistema

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El análisis o muestreo con tubos de medición del sulfuro de hidrógeno en el gas de recirculación es de vital importancia durante la etapa de activación del catalizador por lo tanto el personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto al contenido de H2S en el gas de recirculación. Cuandoseelha contenido sulfuro de hidrógeno disminuye esto es indicativo de que mayor parte del azufre utilizado de para la conversión de los oxisulfuros a sulfuros metál icos, en la este momento el catalizador no ha sido activado en un 100%, por lo tanto el personal de operaciones debe admitir carga líquida (Nafta amarga al 0.09 - 1% peso de azufre) con la finalidad de incrementar el contenido del sulfuro de hidrógeno por medio de la hidrodesulfuración de la nafta para la sulfhidración en sitio del catalizador y reactivar las reacciones de activación del catalizador, ya que las reacciones de activación del catalizador se ven favorecidas con la presencia del sulfuro de hidrógeno.

IMPORTANTE Todas las actividades de activación del catalizador deben ser realizadas bajo la supervisión del licenciante del proceso y el personal proveedor del catalizador, por lo tanto las actividades descritas en este procedimiento deben ser avaladas por este personal. Aclarando que este documento puede ser modificado durante la realización de activación del catalizador.

5.6.1.3.2. ACTIVACIÓN EN FASE LIQUIDA DE LOS REACTORES R-12001 A-B

IMPORTANTE Durante esta etapa del procedimiento el personal de operaciones añadirá azufre al catalizador en proceso de activación, este proceso es conocido como SULFHIDRACION EN SITIO y luego se generará el proceso de activación o las reacciones de activación. Este proceso de sulfhidración y activación del catalizador es muy difícil de distinguir uno del otro, ya que este proceso catalítico ocurre de forma simultánea.

IMPORTANTE Durante los procesos de SULFHIDRACIÓN y ACTIVACIÓN DE CATALIZADORES , es muy importante utilizar una carga con un contenido bajo en olefinas y aromáticos, y con un contenido de azufre de aproximadamente de 0.09- 1 % peso, ya que estos compuestos reaccionan rápidamente generando altas temperaturas en el lecho del catalizador, ya que las reacciones que ocurren son reacciones exotérmica, razón por la cual el personal de operaciones debe estar muy atento, por que estos incrementos bruscos de temperatura pueden llegar a craquear la nafta srcinando depósitos de carbón sobre el catalizador, ocasionándole daños prematuros.

Minatitlán-PQ. 5




de Pruebas 5.6.1.3.2.1 Operador Arranques de Campo

y

Verifique que la bomba de alimentación P-12001 / P-12001 R (T) este en operación circulando al tambor de carga D-12001.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe haber comisionado el sistema de alimentación desde el límite de batería hasta el tambor de carga D-12001 y la bomba de alimentación debe estar circulando al tambor amortiguador de carga, tal como se describió en la sección de condiciones precedentes en el paso No. No. 5.6.1.1.6. Esta actividad debe ser comisionada en paralelo con la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B durante la activación en fase gaseosa. de Pruebas 5.6.1.3.2.2. Operador Arranques de Control

y

Coloque un punto de ajuste de 85.7 Kg/cm2 man. En el instrumento de controlador de presión PIC-12005 y/o PIC-12006, flujo mínimo y/o recirculación de las bombas de carga P-12001’s.

IMPORTANTE Es recomendable operar este control durante la admisión de carga en posición manual y luego colocarlo en control automático, tal como se describe en el paso anterior. Operador

de

Pruebas

y

5.6.1.3.2.3 Arranques de Control Operador

de

Pruebas

5.6.1.3.2.4 Arranques de Control

y

Deshabilite la acción del disparo por bajo flujo de alimentación instrumento FALL-12003 A. Abra lentamente la válvula de control de flujo FV-12003 para comenzar admitir carga de nafta amarga a la unidad HDNC con incrementos de 1000 BPDS/h hasta ajustar el flujo en 4400 BPDS.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe colocar en inoperante la acción de disparo por bajo flujo de carga debido a que el incremento de carga será realizado de 1000 en 1000 BPDS/h ≈ 6.6 m3/h y como el valor de disparo por bajo flujo de carga esta ajustado en 14.85 m3/h ≈ 14.85 m3/h ≈ 2113 BPDS de no colocarlo en inoperante actuaría el sistema de resguardo por bajo flujo, por lo tanto al colocarlo en inoperante o deshabilitarlo nos evitaríamos disparos recurrentes al inicio de arranque. El personal de operaciones para el momento del arranque puede decidir si en el primer intento ajusta un flujo por encima del valor de disparo 2113 BPDS. de Pruebas 5.6.1.3.2.5 Operador Arranques de Control

y

Realice ajustes en el control de gas combustible del horno TIC-12349 para mantener la temperatura en 150 ºC mientras se estabiliza la unidad.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE La máxima temperatura permitida en la fase gaseosa es de 150 ºC esto es conla finalidad de evitar el contacto de los metales activos del catalizador (en forma de óxidos) con hidrógeno caliente, razón por la cual se debe admitir carga líquida para realizar un remojado con hidrocarburo del catalizador antesprematuros de incrementar temperatura sistemade de hidrógeno reacción y caliente, de esta manera evitar posibles daños en ellacatalizador pordelcontacto tal como fue descrito anteriormente.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe tener en cuenta que la temperatura a la salida del calentador de carga H-12001 tenderá a disminuir producto de la admisión decarga líquida al proceso,por lo tanto tiene que estar pendiente para hacer ajustes en el horno con la finalidad de evitar que la temperatura baje demasiado a la entrada del reactor R-12001 A. de Pruebas 5.6.1.3.2.6 Operador Arranques de Control

y

Verifique el flujo de gas de recirculación del compresor C-12002 (T) a través de la válvula de control de flujo FV-12004.

IMPORTANTE El flujo de hidrógeno de reposición posiblemente tienda a disminuir, por lo tanto el personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar ajustes sobre la turbina de vapor del compresor C-12002 (T) para ajustartomando el flujo al en máximo (En caso depor que la turbina forma manual), siempre cuentaposible el valor deeldisparo bajo flujo eneste esteoperando sistema. de de Pruebas 5.6.1.3.2.7. Operador Arranques de Control

y

Verifique la presión del sistema si la tendencia es disminuir, realice os ajustes necesarios para admitir hidrógeno fresco al sistema a través de la válvula de control de flujo FV-12013 ubicada en la succión del compresor C-12001.

IMPORTANTE Una vez admitida la carga líquida la presión del sistema de reacción establecido en este procedimiento para la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas tenderá a disminuir por lo tanto el personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto a esta variable con la finalidad de poder tomar las acciones correctivas de forma oportuna y de esta manera garantizar que la presión en el sistema no baje de 40 Kg/cm2. de Pruebas 5.6.1.3.2.8. Operador Arranques de Control

y

Verifique que el flujo a través de los pasos del horno sean iguales y no exista flujo preferenciales.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Los flujos a través de las válvulas de control de flujo FV-121361AB en los pasos del horno calentador de carga H-12001 deben ser estables e iguales en cada uno de los pasos, de no ser así el personal de operaciones de operaciones debe realizar los ajustes respectivos para corregir y normalizar estaslas condiciones dede operación del calentador dedel carga. Una vez estable condiciones flujo a través de los pasos horno el personal de operaciones debe normalizar el disparo por bajo-bajo flujo en este calentador de carga H-12001. de Pruebas 5.6.1.3.2.9. Operador Arranques de Control

y

de Pruebas 5.6.1.3.2.10. Operador Arranques de Control

y

Cuando el instrumento de nivel LV-12003 A-B ubicado en el tambor separador de alta D-12002 comience a detectar nivel en el equipo, abra la válvula de aislamiento de acción remota VAAR-12009. Cuando el nivel en el tambor separador de nafta D-12002 alcance un valor de 60% por el instrumento de nivel LIC-12003 A-B, abra la válvula de control de nivel LV-12003 A-B (abrir una sola)

IMPORTANTE El personal de operaciones una vez que observe nivel en este tambor debe alinear cualquiera de las dos válvulas de control de nivel LV-12003 A-B, en este momento se estará integrando la sección de reacción con la sección de fraccionamiento de la unidad.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe tener en operación la sección de fraccionamiento T-12001 y T-12002 antes de admitir carga a la unidad, tal como esta descrito en la sección de condiciones precedentes a la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B. Punto No. 5.6.1.1.2.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto a las variaciones de nivel en el primer separador de nafta D-12004, en la torre desbutanizadora T-12001 y en la torre separadora de nafta T-12002.

de Pruebas 5.6.1.3.2.11 Operador Arranques de Control

y

Cuando el instrumento de nivel LIC-12027 ubicado en la torre separadora de nafta T-12002 comience a subir, cierre las válvulas de 4”Ø sistema de recirculación de nafta desde la torre separadora de nafta al primer separador D-12004 y abra la válvula de nafta a producción ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe mantener la producción de nafta corriendo o saliendo de la unidad a los tanques de almacenamiento previamente establecidos para esta actividad por un tiempo estimado de una hora (1 hora), con la finalidad de remover partículas, sólidos antes de poner a recircular la nafta a través de la unidad Hidrodesulfuradora de nafta de coquización.

Minatitlán-PQ. 5




de Pruebas 5.6.1.3.2.12. Operador Arranques de Control

y

Verifique que las presiones en los separadores D-12005/D-12006/D12007 se mantengan estables en caso contrario, realice los ajustes correspondientes para mantener las presiones de operación de estos sistemas.

IMPORTANTE La presión de estos separadores tenderán a subir producto de la nafta caliente proveniente de la sección de reacción por esta razón el personal de operaciones debe realizar ajustes con el gas combustible en los separadores D-12006/D-12007 y en las válvulas que desfogan al quemador de desfogue. Con respecto al segundo separador de nafta D-12005 se debe ajustar la presión con la válvula de control PV-12034 A al sistema de desfogue ácido.

IMPORTANTE Las bombas de reflujo P-12007/R, P-12003/R, P-12004/R serán colocadas en operación si el personal de operaciones de pruebas y arranque observa aumentos de nivel en los separadores D12005, D-12006 y D-12007 con la finalidad de enviar esta nafta alas torres T-12001 y T-12002para continuar el circuito de recirculación de la nafta en la unidad. Lo mas probable es que esta actividad sea realizada por bache o intermitentemente cada vez que aumenten los niveles en estos tambores se paradores y de reflujo.

de Pruebas y 5.6.1.3.2.13 Operador Arranques de Control/Campo

Una vez transcurrido el tiempo establecido para el desplazamiento de posibles partículas dentro de las diferentes tuberías de la unidad, integre la recirculación larga de la unidad cerrando en el límite de batería y abriendo de forma simultáneamente hacia el tambor de carga D-12001, utilizando la línea de recirculación de arranque.

IMPORTANTE Durante esta maniobra el personal de operaciones de pruebas y arranque debe estar atento o vigilante del comportamiento del instrumento de nivel LIC-12001 del tambor amortiguador de carga D-12001 antes de proceder a cerrar la válvula de admisión de nafta amarga primaria de arranque en el límite de batería de la unidad de HDNC.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques decidirá si establece la circulación larga de la unidad o mantiene saliendo la nafta del proceso de activación del catalizador (Nafta producto) saliendo hacia los tanques de almacenaje previamente definido antes de iniciar la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B.

Minatitlán-PQ. 5




Una vez estabilizada la recirculación de nafta en la unidad o nafta producto almacenaje con un el flujo de 4400 BPDS (60% de la de Pruebas y 5.6.1.3.2.14 Operador capacidad de diseño), incremente la temperatura a la entrada del Arranques de Control/Campo reactor de saturación de diolefinas R-12001 A a 230 º C a razón de 2030 ºC/h.

IMPORTANTE Durante los incrementos de temperatura en el circuito definido para la activación del catalizador se observarán cambios en las variables operacionales tales como: Presión del sistema, Consumo de hidrógeno, incrementos de temperatura en el lecho del catalizador, variación del flujo de carga, variación en el nivel del tambor de carga D-12001, variación de los niveles en los separadores y torres de la sección de fraccionamiento, Por lo tanto el personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto a todas estas variables de la unidad, con la finalidad de detectar a tiempo las variaciones del procesos y tomar las acciones correctivas pertinentes a cada caso y de esta forma poder controlar de manera efectiva el proceso de activación de la unidad HDNC. de Pruebas y Continué drenando el contenido de agua en los separadores D-12002, 5.6.1.3.2.15 Operador Arranques de Control/Campo D-12011, D-12005, D-12006, puntos de purgas de bombas.

IMPORTANTE Durante la fase líquida los incrementos de diferencial de temperaturas a través de los lechos de los reactores serán menos perceptibles, mas controlados que en la etapa de fase gaseosa. de Pruebas 5.6.1.3.2.16 Operador Arranques de Campo

y

Realice análisis del gas de recirculación cada hora utilizando tubos de medición de sulfuro de hidrógeno a través del toma muestraubicado en la línea de succión del compresor C-12002 (T).

PRECAUCIÓN El personal de operaciones debe utilizar el equipo de protección respiratoria OBLIGATORIO para realizar esta actividad, y debe estar adiestrado y/o entrenado sobre el control y riesgos del sulfuro de hidrógeno H2S. Si observa una disminución pronunciada y sostenida del sulfuro de

de Pruebas y 5.6.1.3.2.17. Operador hidrógeno y la nafta esta recirculando, admita nafta fresca y saque la Arranques de Campo/Control

nafta producto hacia SLOP o tanques de almacenamiento.

Realice ajustes en el sistema del calentador de carga H-12001 para

de Pruebas y 5.6.1.3.2.18. Operador incrementar la temperatura a la entrada del reactor R-12001 A de Arranques de Campo/Control

230 a 290 ºC a razón de 20 ºC/h.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques deberealizar estos incrementos de temperatura tomando en cuenta la cantidad de sulfuro de hidrógeno-H 2S en el gas de recirculación del compresor C-12002 (T), el personal de operaciones debe mantener esta condición de 290 ºC por 2 horas.

Admita agua de lavado en la línea de entrada del primer enfriador de

de Pruebas y 5.6.1.3.2.19 Operador nafta del separador en caliente EA-12001, ajuste el flujo de agua Arranques de Campo/Control 3

lavadora entre 2.5 y 4.1 m /h.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques evaluará de acuerdo a las condiciones operacionales y el resultado del contenido de sulfuro de hidrógeno -H2S en el gas de recirculación si ponen en operación el sistema de agua lavadora de los enfriadores con aire EA-12001. Realice ajustes en el sistema del calentador de carga H-12001 para

de Pruebas y 5.6.1.3.2.20 Operador incrementar la temperatura a la entrada del reactor R-12001 A de Arranques de Campo/Control

290 a 315 ºC a razón de 20 ºC/h.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques deberealizar estos incrementos de temperatura tomando en cuenta la cantidad de sulfuro de hidrógeno - H 2S en el gas de recirculación del compresor C-12002 (T), el personal de operaciones debe mantener esta condición de 315 ºC por 2 horas.

IMPORTANTE Condiciones operacionales que indican que las reacciones de activación se han llevado a cabo y que el catalizador ha sido activado en un alto porcentaje: Disminución de los purgas de agua en los separadores alta D-12002 y D-12011 El contenido de sulfuro de hidrógeno permanece constante o tiende a subir bajo las mismas condiciones de temperatura, presión y flujo de carga.  Los diferenciales de temperatura a través del lecho catalítico es constante con variaciones imperceptibles.  

Estas condiciones pueden ser encontradas antes de llegar ajustar la temperatura en 315 ºC a la entrada de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B. Cumplidas estas condiciones el personal de operaciones dará por concluida la activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B.


Minatitlán-PQ. 5



5.6.1.4.

Operador

5.6.1.4.1.

de

Pruebas

Arranques de Campo/Control

y

FINALIZACIÓN DE LA ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES R-12001 A-B Realice ajustes en el sistema de control del calentador de carga H-12001 delde instrumento TIC-12351 para bajar la temperatura hasta 60 aºCtravés a razón 20 – 30 ºC/h.

IMPORTANTE Los ajustes en este sistema para bajar la temperatura a las condiciones requeridas en este procedimiento, el personal de operaciones debe realizarlo lento y de acuerdo a los movimientos observados en la unidad con respecto a otras variables operacionales, tales como: Presión del sistema, flujo de carga y el flujo de gas de recirculación del compresor C-12002 (T). de Pruebas y Cuando la temperatura en el reactor R-12001 A/B este en 290 ºC, quite 5.6.1.4.2. Operador Arranques de Campo/Control la inyección de agua lavadora al enfriador EA-12001.

Cuando la temperatura a la salida del calentador de carga H-12001 o de Pruebas y en la entrada del reactor R-12001 A este en 260 ºC, quite la carga de 5.6.1.4.3. Operador Arranques de Campo/Control nafta amarga cerrando la válvula de control automático FV-12003 y deje circulando la sección de fraccionamiento al separador D-12004.

IMPORTANTE El personal de operaciones puede bajar LENTAMENTE la carga de 4400 BPDS a 3000 BPDS antes de quitar la carga completamente, recordando que el valor de disparo por bajo de carga esta ajustado en 2113 BPDS. Las bombas de alimentación P-12001/P-12001R (T) (Dependiendo de la que este en servicio, en este procedimiento no se especifica cual es la bomba que esta en servicio, por lo tanto estamos generalizando) deben quedar preferiblemente circulando a través de la válvula de control de presión PV-12005/PV-12006. El personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar todos los ajustes operacionales necesarios para mantener la unidad lo mas estable posible, una vez cortado el flujo de carga a la unidad.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Los condiciones operacionales requeridas en este procedimiento una vez finalizada la etapa de activación del catalizador de los reactores de saturación son las siguientes: 2



La presión del sistema menor de 10 0-120 ºC) debe ser menor de 12 Kg/cm man. (Mientras la temperatura sea  Mantener una temperatura de 60 ºC o la temperatura resultante del compresor C-12002 (T), (Si es necesario mantenga el horno encendido)  Un flujo de gas de recirculación alto (Flujo máximo). Recuerde que hay sistemas de protección asociados a este flujo recirculación, razón por la cual debe estar lo más alto posible.  La sección de fraccionamiento ha quedado circulando Nafta producto al primer separador de nafta D-12004, utilizando el sistema de recirculación de esta sección.  La sección de alimentación circulando bomba de carga P-12001 hacia el tambor D-12001

IMPORTANTE Una vez realizados los ajustes anteriores en el circuito de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001, el personal de operaciones debe dejar circulando el sistema con el compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 -T, probablemente la temperatura quede por encima de los 60 ºC recordando que el compresor esta diseñado para una temperatura en la descarga de 122 ºC.

5.6.2.

ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES DE GUARDAS DE SÍLICE R-12003 A-B

IMPORTANTE Las premisas para iniciar la activación del catalizador de los reactores de guardas de sílice 12003 AB son las siguientes. 



R-

La activación en los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B será realizado inmediatamente después de la activación del catalizador de los reactores de diolefinas R12001 A-B. Las condiciones operacionales en la sección son las siguientes:   

 

La presión del sistema debe estar en 12 Kg/cm 2 man. La temperatura del sistema debe estaren 60 ºC o la temperaturaresultante del compresorC12002 –T. (Si es necesario mantenga el calentador H-12001 prendido) El flujo de gas de recirculación debe ser alto (Flujo máximo). Recuerde que hay sistemas de resguardo asociados a este flujo recirculación, razón por la cual debe estar lo más alto posible. La sección defraccionamiento se encuentracirculando Naftaproducto alprimer separador de nafta D-12004, utilizando el sistema de recirculación de esta sección. La sección de alimentación circulando bomba carga P-12001 hacia el tambor D-12001.


Minatitlán-PQ. 5



5.6.2.1.


y

CONDICIONES PRECEDENTES A LA ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES GUARDAS R-12003 A-B El catalizador de los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B serán activados de forma individual.

IMPORTANTE El resto de las condiciones preliminares que debe tomar en cuenta el personal de operaciones de pruebas y arranques para realizar el procedimiento de activación del catalizador de los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B son las mismas consideradas y descritas en la sección de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B. 5.6.2.2.


y


y


PREPARATIVOS PARA LA ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES GUARDAS R-12003 A-B. Verifique que las válvulas de control manual HV-12021/HV-12022 ubicadas en las líneas de salida de los reactores de guardas de sílice R-12003 A y B respectivamente, estén en posición cerradas. Verifique que la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de hidrodesulfuración de nafta R-12002 este en

posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de y salida del reactor de hidrodesulfuración R-12002 hacia los intercambiadores de carga efluente E-12004 A-B-C-D este en posición cerrada.

IMPORTANTE El reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002 ha quedado bloqueadoo aislado del resto de la unidad. 5.6.2.3.

ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DE LOS REACTORES GUARDAS R-12003 A-B. 5.6.2.3.1.

ACTIVACIÓN EN FASE GASEOSA DEL REACTOR R-12003 A

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE En esta etapa el personal de operaciones comenzará a poner en línea el reactor R-12003 A con la recirculación del compresor C-12002. El sistema en este momento esta circulando a través de los reactores de saturación de diolefinas R12001 A-B, por lolatanto al integrar el reactor deR-12001 sílice R-12003 A que debe desintegrarse simultáneamente recirculación a través de losguarda reactores A-B para todo el flujo del gas de recirculación pase a través del reactor de guarda de sílice R-12003 A. Abra muy lentamente la válvula de control manual HV-12019 ubicada de Pruebas y en la línea de entrada al reactor de guarda de sílice R-12003 A con la 5.6.2.3.1.1 Operador Arranques de Control finalidad de presionar el reactor a la presión que tiene el sistema en circulación12 Kg/cm2 man.

5.6.2.3.1.2


y

Abra las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque del reactor de guarda de sílice R-12003 A con la finalidad de presionar el sistema hasta las dos válvulas de compuertas de 10”Ø ubicadas en la línea común de ambos guardas de sílice hacia los intercambiadores de carga efluente E-12004 A-B-C-D.

IMPORTANTE El objetivo de presionar el sistema hasta las dos válvulas antes de entrar a los E-12004 A-B-C-D es con la finalidad de evitar perturbaciones bruscas en el sistema durante la maniobra de integración del reactor de sílice R-12003 A y la desintegración de los reactores de saturación de diolefinas R12001 A-B. de Pruebas 5.6.2.3.1.3 Operador Arranques de Campo

y

Abra lentamente las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea común salida de los reactores de guarda de sílice R-12003 A-B. Monitoree las condiciones operacionales del gas recirculando a través del calentador de carga H-12001 y de todo el sistema involucrado en esta maniobra para tomar las acciones correctivas de forma oportuna.


y


y


y

Cierre las dos válvulas de compuerta de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del reactor de saturación de diolefinas R-12001B.


y

Cierre la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de saturación de diolefinas R-12001 B.

Cierre muy lentamente las dos válvulas de compuerta de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque de los reactores de saturación de diolefinas R12001 ubicadas a la salida del calentador de carga H-12001.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Las actividades descritas desde el pasos 5.6.2.2.6 hasta 5.6.2.2.9 deben ser realizadas simultáneamente y en sincronía una con la otra con la finalidad de evitar variaciones y/o perturbaciones bruscas en la sección de reacción. Con la maniobra operaciointegrado nal descrita pasosdeanteriores el flujo recirculación del compresor C-12002 (T) ha quedado conenellos reactor guardas de sílicede R-12003 A, en este momento se dará inicio a la primera etapa de activación del catalizador del reactor R-12003 A en fase gaseosa.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe tener en cuenta que el gas de recirculación pasando a través del reactor de guarda de sílice R-12003 A contiene SULFURO DE HIDROGENO, por lo tanto debe mantener una estricta vigilancia en las condiciones operacionales del lecho del reactor para detectar de manera oportuna cualquier desviación desde el punto de vista operacional para poder tomar las acciones correctivas de forma oportuna.

IMPORTANTE Recuerde que el catalizador contiene compuestos azufrados que serán descompuestos a medida que se vaya incrementando la temperatura durante el proceso de activación del catalizador, estos compuesto de azufre mas el sulfuro de hidrógeno presente en el gas de recirculación del compresor C-12002 (T), aceleran el proceso de activación.

IMPORTANTE Una vez admitido el gas de recirculación del compresor C-12002 -T en el reactor de guarda de sílice R-12003 A, refiérase a la sección de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B como guía para el resto de los ajustes operaciones, medidas de precaución y acciones operacionales correctivas en caso de ser necesarias.

IMPORTANTE Una vez concluido la activación del catalizador del reactor de guarda de sílice R-12003 A proceda, talde como esta definido en la sección 5.6.1.4. Finalización de activación del catalizador los reactores de saturación de número diolefinas R-12001 A-B.

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

IMPORTANTE Las condiciones operacionales en la sección de reacción son las siguientes:   

  

La presión del sistema debe estar en 12 Kg/cm 2 man. La temperatura debe estar enel60calentador ºC o la temperatura resultante del compresor C-12002 –T, (Sidel essistema necesario mantenga de carga H-12001 encendido) El flujo de gas de recirculación debe ser alto (Lo más alto que se pueda). Recuerde que hay sistemas de resguardo asociados a este flujo recirculación, razón por la cual debe estar lo más alto posible. La sección de fraccionamiento se encuentra circulando Nafta producto al primer separador de nafta D-12004, utilizando el sistema de recirculación de esta sección. La sección de alimentación circulando la bomba de carga P-12001 hacia el tanque D-12001. El reactor de guarda de sílice R-12003 A esta alineado al circuito

ALINEACION DEL REACTOR DE GUARDA DE SILICE R-12003 B


y


y

Abra muy lentamente la válvula de control manual HV-12018 ubicada en la línea de entrada al reactor de guarda de sílice R-12003 B con la finalidad de presionar el reactor a la presión que tiene el sistema en circulación 12 Kg/cm2 man. Una vez que reactor este presionado a ladepresión del sistema circulando, abraellas dos válvulas de compuerta 10”Ø ubicadas en la línea de arranque del reactor de guarda de sílice R-12003 B hacia los E-12004 A-B-C-D.

IMPORTANTE En este momento están alineados los dos reactores de guardas de sílice R-12003 A-B, proceda a bloquear el reactor de guarda de sílice R-12003 A. de Pruebas 5.6.2.3.1.10 Operador Arranques de Campo

y


y

Cierre las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque a la salida del reactor de guarda de sílice R-12003 A con la finalidad de dejar presionado el reactor. Cierre la válvula de control manual HV-12019 ubicada en la línea de entrada al reactor de guarda de sílice R-12003 A con la finalidad de presionar el reactor a la presión que tiene el sistema en circulación 12 Kg/cm2 man.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Con los pasos descritos anteriormente se ha iniciado el procedimiento de activación del reactor de guardas de sílice R-12003 B. El personal de operaciones de pruebas y arranques debe seguir el mismo procedimiento utilizado para la activación del reactor de guarda de sílice R-12003 A.

IMPORTANTE Una vez admitido el gas de recirculación del compresor C-12002 (T) en el reactor de guarda de sílice R-12003 B, refiérase a la sección de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B guía para el resto de los ajustes operaciones, medidas de precaución y acciones operacionales correctivas en caso de ser necesarias.

IMPORTANTE Las condiciones del reactor son las siguientes:   

El reactor R-12003 A ha quedado bloqueado a la entrada y salida Presionado con gas de recirculación (H 2S + H2) a 12 Kg/cm2 man. Temperatura de 100-120 ºC

En espera para poner en servicio la unidad Hidrodesulfuradora de nafta de coquización. Condición para espera en periodos corto: Es recomendable dejar el reactor activado bajo una atmósfera de Hidrógeno y con una concentración de sulfuro de hidrógeno - H 2S mayor a 1000 PPMV y una temperatura menor a 150 ºC. Condición para espera en periodos largos: Es recomendable desplazar con nitrógeno el contenido de hidrógeno hasta que la concentración del H2 sea menor de 10000 PPMV ≈ 1% Volumen, tratando de mantener al mismo tiempo un contenido por lo menos 1000 PPMV de sulfuro de hidrógeno H2S (Si es posible), esto es con la finalidad de evitar que en el catalizador se den reacciones de reducción por la presencia excesiva de hidrógeno a las condiciones de alta presión en un periodo de tiempo muy prolongado.

IMPORTANTE Una vez concluido la activación del catalizador del reactor de guarda de sílice R-12003 B proceda, tal como esta definido en la sección número5.6.1.4. Finalización de activación delcatalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B.



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

5.6.3.

ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DEL REACTOR HIDRODESULFURACION DE NAFTA DE COQUIZACIÓN R-12002

DE

IMPORTANTE La activación del catalizador del reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002 será realizada de forma independiente, los reactores R-12001 A-B y R-12003 A-B bloqueados: Las condiciones operacionales en la sección son las siguientes:   

  

La presión del sistema debe estar en 12 Kg/cm 2 man. La temperatura del sistemadebe estar en 60 ºC o la temperaturaresultante del compresorC12002 (T) (Si es necesario mantenga el calentador de carga H-12001 encendido) El flujo de gas de recirculación debe ser alto (Flujo máximo). Recuerde que hay sistemas de resguardo asociados a este flujo recirculación, razón por la cual debe estar lo más alto posible. La sección de fraccionamiento se encuentra circulando Nafta producto al primer separador de nafta D-12004, utilizando el sistema de recirculación de esta sección. La sección de alimentación circulando bomba carga P-12001 hacia el tambor D-12001. El sistema esta recirculando a través del reactor de guarda de sílice R-12003 B.

5.6.3.1.

CONDICIONES

PRECEDENTES

A

LA

ACTIVACIÓN

DEL

CATALIZADOR DEL REACTOR R-12002

IMPORTANTE Las condiciones preliminares que debe tomar en cuenta el personal de operaciones de pruebas y arranques para realizar el procedimiento de activación del catalizador del reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002son las mismasconsideradas y descritas enla sección de activación del catalizador de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B. 5.6.3.2.


Operador

de

Pruebas

y

y


y

PREPARATIVOS LA ACTIVACIÓN DEL CATALIZADOR DEL REACTOR R-12002 Verifique que la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en el sistema de inyección de hidrógeno al reactor de hidrodesulfuración este en posición cerrada. Abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de entrada al reactor de hidrodesulfuración R-12002. Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø ubicada en la línea del sistema de inyección de nafta de apagado al segundo lecho del reactor de hidrodesulfuración R-12002 este en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5





Operador

de

Pruebas

y

y


y

Abra muy lentamente las válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de directo de los reactores de guarda de sílice R-12003 A-B con la finalidad de presionar el reactor de hidrodesulfuración R-12002. Una vez presionado el reactor de hidrodesulfuración R-12002 a la presión del sistema en circulación, abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea del fondo del reactor hacia los E-12004 A-B-CD. Cierre las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del reactor de guarda de sílice R-12003 B hacia los E12004 A-B-C-D.

IMPORTANTE Las actividades descritas en los pasos 5.6.3.2.5 y 5.6.3.2.6 deben ser realizadas simultáneamente y en sincronía una con la otra con la finalidad de evitar variaciones bruscas en el sistema de reacción. Con esta maniobra operacional el flujo de recirculación del compresor C-12002 (T) ha quedado integrado con el reactor de Hidrodesulfuración de nafta del coque, dando inicio al proceso de activación del catalizador del reactor R-12002 en fase gaseosa.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe tener en cuenta que el gas de recirculación pasando a través del reactor R-12002 contiene SULFURO DE HIDROGENO-H 2S, por lo tanto debe mantener una estricta vigilancia en las condi ciones operacionales del lecho del reactor para detectar de manera oportuna cualquier desviación desde el punto de vista operacional para poder tomar las acciones correctivas de forma oportuna.

IMPORTANTE Recuerde que el catalizador contiene compuestos azufrados que serán descompuestos a medida que se vaya incrementando la temperatura durante el proceso de activación del catalizador, estos compuesto de azufre más el sulfuro de hidrógeno presente en el gas de recircula ción del compresor C-12002 -T, aceleran el proceso de activación.

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

IMPORTANTE Una vez admitido el gas de recirculación del compresor C-12002 (T) en el reactor de Hidrodesulfuración R-12002, refiérase a la sección de activación del catalizador de los reactores de medidas saturación de diolefinas R-12001 operacionales A-B guía paracorre el resto operaciones, de precaución y acciones ctivasde en los casoajustes de ser necesarias.

IMPORTANTE Una vez concluido la activación del catalizador del reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002 proceda, tal como esta definido en la sección número5.6.1.4. Finalización de activación del catalizador de los reactores de saturación de diol efinas R-12001 A-B.

IMPORTANTE Las condiciones operacionales en la sección de reacción son las siguientes: 

La presión del sistema debe estar en 12 Kg/cm 2 man.



La temperatura del sistema debe estar en 60 ºC o la temperatura resultante del compresor C-12002 (T) (Si es necesario mantenga el calentador de carga H-12001 encendido) El flujo de gas de recirculación debe ser alto (Lo más alto que se pueda). Recuerde que hay sistemas de resguardo asociados a este flujo recirculación, razón por la cual debe estar lo más alto posible. La sección de fraccionamiento se encuentra circulando Nafta producto al primer separador de nafta D-12004, utilizando el sistema de recirculación de esta sección. La sección de alimentación circulando bomba carga P-12001 hacia el tambor D-12001. El reactor hidrodesulfurador de nafta de coquización R-12002 esta alineado al circuito.



  

IMPORTANTE Una vez concluido la activación del catalizador del reactor de hidrodesulfuración de nafta de coquización R-12002 proceda, tal como esta definido en la sección número5.6.1.4. Finalización de activación del catalizador de los reactores de saturación de diol efinas R-12001 A-B.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE En caso de no disponer de nafta craqueada en especificación para el arranque de la unidad Hidrodesulfuradora proceda a dejar los reactores alineados y/o integrados y presionados listos para el arranque debe inicialquedar de la unidad Hidrodesulfuradora nafta dedecoquización, sección de fraccionamiento circulando al D-12004 y eldesistema alimentaciónla debe estar circulando bomba de carga P-12001 al tanque de carga D-12001. Estas activida des dependerán del tiempo de espera para iniciar las actividades de arranque de la unidad HDNC.


y

Apague el calentador de carga H-12001, si en esta etapa estaba en operación para mantener la temperatura de 60 ºC entoda la sección de reacción (todos los reactores).

IMPORTANTE Este paso de apagar el calentador de carga H-12001 dependerá si el horno esta en servicio para mantener la condición de 60 ºC, ya que si el compresor C-12002 (T) logra suministrar esta temperatura, entonces lo mas recomendable es poner fuerade operación el calentador de carga H12001.


y


y


y

Pare el compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T), tal como lo describe el procedimiento de parada de este equipo. Cierre la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de salida del reactor hidrodesulfurador de nafta de coquización R-12002 hacia los intercambiadores de calor de carga efluente E-12004 A-B-C-D. Cierre la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de entrada del reactor hidrodesulfurador de nafta de coquización R-12002 con la finalidad de dejar el reactor presionado a la presión del sistema de reacción definido para la activación de este catalizador.

IMPORTANTE Las condiciones del reactor son las siguientes:   

El reactor hacon quedado en (H las Sválvulas ubicadas en 2 entrada y salida del equipo Presionado gas debloqueado recirculación 2 + H2) a 12 Kg/cm man. Temperatura menor 60 ºC En espera para poner en servicio la unidad Hidrodesulfuradora de nafta de coquización.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Condición para espera en periodos corto: Es recomendable dejar el reactor activado bajo una atmósfera de Hidrógeno y con una concentración de sulfuro de hidrógeno - H2S mayor a 1000 PPMV y una temperatura menor 150 ºC. Condición para espera en periodos largos: Es recomendable desplazar con nitrógeno el contenido de hidrógeno hasta que la concentración del H2 sea menor de 10000 PPMV ≈ 1% Volumen, tratando de mantener al mismo tiempo un contenido de por lo menos 1000 PPMV de sulfuro de hidrógeno H2S (Si es posible), esto es con la finalidad de evitar que en el catalizador se den reacciones de reducción por la presencia excesiva de hidrógeno a las condiciones de alta presión en un periodo de tiempo muy prolongado.

IMPORTANTE Las condiciones generales de la unidad Hidrodesulfuradora de nafta de coquización son las siguientes: Caso de arranque inmediatamente después de haber activado el catalizador del R-12002.     

La sección de reacción esta circulando C-12002 (T) a través del reactor R-12002 Los reactores R-12001 A-B están bloqueados Los reactores R-12003 A-B están bloqueados Las bombas de carga P-12001/T están circulando al tambor de carga D-12001 La sección de fraccionamiento esta circulando en frío a través del separador D-12004

IMPORTANTE Si el personal de operaciones de pruebas y arranques decide realizar el cambio de alimentación de nafta amarga primaria a nafta craqueada de la unidad del coque debe realizar las siguientes actividades: Integrar los reactores R-12001 A-B y R-12003 A ó B al circuito de circulación del compresor C12002 (T)  Ajustar la presión y temperatura en la sección de reacción  Establezca circulación de Amina a través de la torre T-12003  Ponga en servicio los pilotos de los rehervidotes /calentadores H-12002 / H-12003  Admitir carga de nafta amarga primaria  Realice el cambio de alimentación de nafta primaria a nafta craqueada del coque  Ajuste las condiciones operacionales en la unidad HDNC Ver procedimiento de arranque detallado para realizar cada una de las actividades descritas anteriormente. 

5.7.

ARRANQUE INICIAL DE LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTA DE COQUIZACIÓN

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El desarrollo de este procedimiento tomará en cuenta las actividades descritas en los pasos y/o secciones anteriores, por lo tanto algunas instrucciones de trabajo serán consideradas y redactadas en formacorrespondiente general, por quealfueron ejecutadas realizadas en alguna de lasdeetapas sección arranque inicial dey/o la unidad Hidrodesulfuradora nafta.previas a la

IMPORTANTE Todas las maniobras operacionales descritas en este procedimientos de arranque deben ser revisadas, evaluadas, consideradas y avaladas por el personal de operaciones involucrado directamente con la puestas en marcha de la unidad, razón por la cual este documento debe ser considerado como una guía operacional que puede ser modificado por el personal responsable de la puesta en marcha de la unidad durante las maniobras de arranque, previo acuerdo con el licenciante y el cliente, con la finalidad de salvaguardar la conexiones y llevar a cabo un arranque exitoso. 5.7.1. CONDICIONES PRECEDENTES AL ARRANQUE DE LA UNIDAD HDNC

5.7.1.1.

Operador Pruebas Arranques dede Campo

y

El catalizador de los reactores de /laR.12002/R-12003 unidad de hidrodesulfuración deben estar activados R-12001 A-B A-B.

5.7.1.2.


y

Todas las condiciones preestablecidas en la sección 5.1 de este procedimiento deben estar cumplidas.

5.7.1.3.


y

Notificar y coordinar el arranque de la unidad con todas las áreas de la refinería interrelacionadas con la unidad de HDNC.

5.7.1.4.


y

5.7.1.5.


Durante el arranque de la unidad el personal de operaciones deberá desviar o deshabilitar algunos sistemas de protección por breves periodos de tiempo con la previa autorización del equipo de natural de arranque.

5.7.1.6.


Establecer el plan de seguridad requerido en la sección No. 5.1.2 antes de iniciar el arranque de la unidad de HDNC.

y

Todos los sistemas de inyección de químicos deben estar disponibles y habilitados para ser colocados en operación en el momento oportuno durante el arranque de la unidad. Sistemas tales como: Sistema inhibidor de corrosión, sistema antiespumante, sistema antipolimerizante.



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

5.7.2.

PREPARATIVOS, ALINEACIÓN, COMISIONAMIENTO Y PUESTAS EN SERVICIO DE LA UNIDAD HDNC 5.7.2.1 PREPARATIVOS, ALINEACIÓN, COMISIONAMIENTO Y PUESTAS . EN SERVICIO DE LA SECCIÓN DE FRACCIONAMIENTO

IMPORTANTE D-12002

D-12011

Línea de Recirculación

Gas Combustible

A T F A N

Sist. Aguas Amargas

EA-12003 PCV- 12059A

NAFTA

Desf ogue de Baja Presión

XV-12320 FCV- 12062 PCV- 12046 A

LV-12022

Sist . Desf o g ue Acid o Desf ogue Acido

Gas Amarg o U- 31000

E-12102 AB A.E.R. B 4 3 0 2 -1 V C P

D-12004

1 4 0 2 -1 V C F

EA- 12006

E-12008 A-E EAE

PCV- 12046 B

AER

P-12004 / R

Sist . Desf o g ue Acid o FCV- 12061

PCV- 12034 A

D-12006

FCV- 12028

Naf ta Ligera a Isomeriz ación

FCV- 12062

A.E.R.

LV-12024 A.E.

PCV-12059B

D-12007

E-12010

E- 12007ABC

A.E.R. AGUA AMARGA - DAA

E-12014

P-12003 / R

P-12005 / R

E-12011AB

P-12002/R

EA- 12013

8"

H-12003 D-12005

Naf ta U-500

8"

H-12002 XV-12320

Sist. Aguas Amargas

P-120026 / RT

P-120006 / RT P-12007 / R

RT

Sistema de Gas Combustible

Naf ta Ligera a Fuera de Especif icaciçon

Naf t a de Arranque

P-120025 / RT Naf t a f uera d e Esp ecif icació n

Sist ema de Gas Combust ible

TV-212/213 Naf ta a T anque

Línea de Recirculación


y


y

Operador

Verifique que las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas después de las válvulas de control de nivel LV-12004 A-B línea de salida del fondo del D-12011 estén cerradas. Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de LPG a la unidad del coque ubicada en el límite de batería de HDNC este en posición cerrada.


Pruebas

y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø del sistema de LPG de almacenamiento ubicada en el límite de batería de la unidad de HDNC


y

este en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø gas amargo a la unidad del coque ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC este en posición cerrada.

5.7.2.1.5.

de

Verifique que las válvulas de bola de 6”Ø ubicadas después de las válvulas de control de nivel LV-12003 A-B línea de salida de fondo del D-12002 estén cerradas.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø nafta ligera al pool de gasolinas ubicada en el límite de la unidad HDNC este en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø nafta ligera a la planta de Isomerización ubicada en el límite de batería este en posición cerrada.


y


y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 6”Ø nafta pesada a la unidad 500 ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC este en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø nafta pesada a almacenaje ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC este en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø nafta pesada a tanque fuera de especificación ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC este en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro de que todas las válvulas ubicadas en el límite de batería de la unidad de HDNC que sirven de interconexión con las unidades de laserán refinería estén en cerrada antes de iniciar las maniobras operacionales, estas válvulas alineadas porposición el personal de operaciones durante el proceso de arranque de la unidad. de Pruebas 5.7.2.1.11. Operador Arranques de Campo

y


y

Cierre todas las válvulas de purgas y venteos que desfogan a la atmósfera asociadas a la sección de fraccionamiento definida en este procedimiento estén cerradas con su respectivo tapón o brida ciega dependiendo del caso. Ver DTI’s. Verifique la posición de los cómal – junta ciega en campo utilizando los DTI’s para validar la correcta posición para el arranque de la sección de fraccionamiento 8.5.1.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar la correcta posición de las juntas ciegas/Figuras F8 antes de iniciar el proceso de arranque del sistema para garantizar dos condiciones:  

El aislamiento bloqueo de la sección fraccionamiento del resto de los sistemas de la unidad que no y/o serán involucrados en estede arranque. La alineación y/o comunicación de las líneas de proceso asociadas a la sección de fraccionamiento que serán puesta en servicio en este procedimiento, con la finalidad de garantizar la libre circulación de la nafta a través de este sistema.

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

5.7.2.1.13.


y

Verifique que todos los equipos y accesorios de instrumentación asociados al circuito definido en este procedimiento como sección de fraccionamiento estén alineados, habilitados y listos para sercolocados en operación. Ver DTI’s.

IMPORTANTE

El personal de operaciones es responsable de la alineación de estos instrumentos asociados a las líneas de proceso en la sección de fraccionamiento antes de inici ar los preparativos de comisionado y arranque de esta sección. Los únicos equipos de instrumentos que son colocados en línea o en servicio después de haber estabilizado las variables operacionales asociados al sistema son los ANALIZADORES EN LÍNEA. Abra las válvulas de compuerta - bloqueos de todas las válvulas de seguridad instaladas en el circuito definido como sección de Operador de Pruebas y fraccionamiento, simultáneamente verifique que lasválvulas de bypass 5.7.2.1.14. Arranques de Campo - directo-directo asociada a estos dispositivos de seguridad estén en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe verificar en campo utilizando los DTI’s que todos los dispositivos de seguridad (válvulas de seguridad) de este sistema estén alineadas al sistema de desfogue antes de iniciar el proceso de arranque de la sección de fraccionamiento. VÁLVULA DE SEGURIDAD


PSV-12882 A-B

Segundo tambor separador de nafta D-12005

PSV-12883 A-B


PSV-12881


PSV-12891 A-B

PSV-12911 A-B

Torre desbutanizadora de Nafta T-12001 Tambor acumulador de reflujo D-12006 de la torre desbutanizadora T12001 Torre separadora de naftas T-12002

PSV-12912 A-B

Tambor acumulador de reflujo D-12007

PSV-12913 A-B

Línea de salida de nafta ligera a almacenaje, ubicadas aguas debajo de los enfriadores E-12008 A-B-C-D-E

PSV-12891 A-B


y

Ponga en operación los enfriadores con agua de enfriamiento, intercambiadores de calor y ventiladores ubicados en la sección de fraccionamiento definido en este procedimiento.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones debe colocar en operación previo al arranque de la sección de fraccionamiento todos los enfriadores e intercambiadores de calor deacuerdo a losprocedimientos de arranque establecido para cada uno de estos equipos. EQUIPOS

UBICACIÓN – SISTEMA ASOCIADO

E-12014

Enfriador con agua de los gases del domo del primer separador de nafta D-12004 hacia el segundo separador de nafta D-12005

E-12012 A-B

Enfriador con agua de los gases del domo de la torre T-12001 hacia el tambor de reflujo D-12006

E-12008 A-B-C-D-E

Enfriador con agua de la producción de la nafta liviana hacia almacenaje

E-12007 A-B-C

Enfriador con agua de la producción de la nafta pesada hacia almacenaje

E-12010

Intercambiador de calor de la nafta proveniente del fondo de los separadores D-12002/D-12011 con la nafta del fondo de la torre T12001

E-12011

Intercambiador calor la nafta del fondo del separador D-12004 con la de nafta delde fondo de laproveniente torre T-12001

EA-12006

Ventilador enfriador de la producción de la nafta pesada salida del fondo de la torre T-12002 hacia almacenaje

EA-12003

Ventilador enfriador de los gases del domo de la torre T-12002 hacia el tambor de reflujo D-12007

EA-12013

Ventilador enfriador del sistema de nafta de apagado hacia los reactores R-12003AB y R-12002.


y

Verifique que todas las bombas asociadas a la sección de fraccionamiento deben estar bloqueadas las válvulas de succión y descarga.

IMPORTANTE Las bombas que estén dentro de la sección de fraccionamiento definida en este procedimiento de arranque deben estar cerradas hasta que el personal de operaciones las ponga en servicio de acuerdo al procedimiento de arranque establecido para cada uno de estos equipos. EQUIPOS



Minatitlán-PQ. 5



P-12002 / P-12002R

Nafta hidrodesulfurada del primer separador D-12004 a la torre desbutanizadora T-12001

P-12007 / P-12007R

Nafta hidrodesulfurada del segundo separador D-12005 a la torre desbutanizadora T-12001

P-12003 / P-12003R

Bomba de reflujo a la torre desbutanizadora T-12001 y salida de LPG a la unidad del Coque – U31000.

P-12006 / P-12006R(T)

Bomba de recirculación de nafta a través del rehervidor/calentador de la torre desbutanizadora T-12001

P-12005 / P-12005R(T)

Bomba de recirculación de nafta a través del rehervidor/calentador de la torre desbutanizadora T-12002

P-12026 / P-12026R(T)

Bomba del sistema de nafta de apagado del fondo de la torre separadora T-12002 a los reactores R-12003AB y R-12002.

P-12005 / P-12005R

Bomba de nafta pesada al sistema de recirculación de la unidad, de la sección de fraccionamiento y salida hacia los tanques de almacenamiento.

P-12004 / P-12004R

Bomba de recirculación a la torre separadora de nafta,(nafta nafta afuera la planta de Isomerización y nafta al pool de gasolina de especificación).


Válvula de Control

y

Bloques Cerrada

Abierta

Verifique que las siguientes válvulas de control automático cumplan con las condiciones de abiertas o cerradas de acuerdo a la tabla descrita a continuación. Ver tabla en el procedimiento. Directo Cerrada

Abierta

Válvula Control


Abiert Cerrada a

LV-12003 AB

X

N/A

N/A

X

Nafta del separador D-12002

LV-12005A-B

X

N/A

N/A

X

Bota de agua amarga D-12011

X

LV-12004A-B

x

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

FV-12023A

X

X

X

FV-12035

X

X

X

VAAR-12010

N/A

LV-12020 VAAR-12011

N/A

X

X

N/A

N/A

Nafta del separador D-12011 X

Descarga bomba P-12002/R Recirculación flujo mínimo y/o recirculación P-12002/R Aguas amargas del D-12005 a tanque

X N/A

Línea de succión bombas P-12002/R

x

Línea de succión bomba P-12007/R



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

PV-12034A

X

X

X

Alivio del D-12005 al desfogue ácido

PV-12034 B

x

x

X

Gas amargo D-12005 al Coque U-31000

FV-12046 A

X

X

X

Gas amargo D-12006 al Coque U-31000

PV-12092

X

X

X

Gas amargo D-12006 a desfogue ácido

FV-12046 B

X

X

X

Alivio del D-12006 al desfogue ácido

FV-12024

X

X

X

FV-12044

X

X

X

LV-12023

X

X

X

Reflujo D-12006 a la T-12001 Flujo mínimo y/o recirculación P-12003/R al D-12006 P-12003/R LPG a la unidad del Coque

LV-12024

X

X

X

N/A

N/A

FV-12029

X

X

X

Pasos del rehervidor/calentador H-12002

FV-12031

X

X

X


LV-12022

X

X

X

Nafta de la T-12001 a la T-12002

FV-12041

X

X

X

FV-12062

X

X

X

LV-12028

X

X

X

Reflujo D-12007 a la T-12002 Flujo mínimo y/o recirculación P-12004/R al D-12007 Nafta liviana a ISOM/Tanques almac.

PV-12059 A

X

X

X

T-12002 al D-12007

PV-12059 B

X

X

X

D-12007 a desfogue de baja presión

VAAR-12002

N/A

N/A

Aguas amargas del D-12006 a tanque x

Fondo de la torre T-12001

VAAR-12004 A

N/A

N/A

N/A

N/A

x

Línea de succión bombas P-12025/R

VAAR-12004 B

N/A

N/A

N/A

N/A

x

Línea de succión bombas P-12026/R (T) y P-12005/R

FV-12020

X

X

X


FV-12022

X

X

X


FV-12052

X

X

X

Reflujo bomba P-12026/R(T) a T-12002

FV-12061

X

X

X

Reflujo bomba P-12005/R a T-12002

LV-12027

X

X

X

Nafta pesada a almacenaje


y

Verifique que la válvula del sistema de hidrógeno de baja pureza al cabezal de gas amarga a la unidad del coque este en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø que comunica la línea de nafta amarga primaria de arranque con la línea de nafta de almacenaje como carga a la unidad de HDNC este en posición cerrada. Verifique los siguientes alineamientos en el sistema definido como sección de fraccionamiento para el desarrollo de este procedimiento:

▲

Verifique la alineación desde la inyección de nafta de arranque entrando antes del intercambiador de calor E-12010 para hacer nivel con nafta al separador D-12004 este con libre circulación de flujo.

▲

La línea de los gases del domo del separador de nafta D-12004 al separador de naftaD-12005 esté alineada y habilitada para entrar en operación.

▲

La línea de nafta desde el separador D-12004 hasta las Bombas P-12002/R y la línea de descarga hasta la entrada a la torre desbutanizadora este alineada y habilitada para ser colocada en servicio con producto cuando el personal de operaciones la ponga en servicio de acuerdo al procedimiento de arranque.

▲

La línea de salida de los gases amargos del tambor D-12005 al sistema de desfogue y a la unidad de Coquización U-31000 este disponible y habilitada para ser colocada en servicio.

▲

La línea de nafta del fondo del separador D-12005 hacia la torre desbutanizadora T-12001 debe estar disponible y habilitada.

▲

La línea de salida de los gases del domo de la torre desbutanizadora T-12001 pasando por el tambor de reflujo saliendo al cabezal de salida del gas amarga a la unidad del coque debe estar alineada y habilitada para ser colocada en operación cuando el personal de operaciones lo disponga.

▲

La línea de reflujo del tambor D-12006 a la torre desbutanizadora T-12001 y la línea de salida de LPG a la unidad del Coque este disponible y habilitada para ser puesta en servicio.

▲

La línea de recirculación de nafta desde el fondo de la torre desbutanizadora a través del rehervidor/calentador H-12002 hastala línea de circulación delfondo de la torre T-12001debe estar habilitada para entrar en servicio.

▲

La línea salida de nafta hidrodesulfurada desde la torre desbutanizadora T-12001 hasta la línea de entrada de la torre separadora de nafta debe estar habilitada para ser colocada en servicio cuando el personal de operaciones lo disponga.

▲

La línea del domo de la torre separadora de nafta pasando por el ventilador, el tambor de reflujo hasta la válvula de control de presión PV-12059 debe estar habilitada para colocarla en servicio.

Minatitlán-PQ. 5




▲

La línea de recirculación de nafta liviana del tambor de reflujo D-12007 a la torre separadora de nafta T-12002 y la nafta de salida de la nafta producto hacia almacenaje debe estar habilitada a disposición del personal de operaciones para colocarla en operación. La línea de reflujo de nafta desde el fondo de la torre separadora a través del

▲

rehervidor/calentador H-12003 habilitada para entrar en servicio.hasta la línea de entada a la torre T-12002 debe estar

▲

El sistema de nafta de apagado debe estar disponible y habilitado para ser puesto en operación cuando sea requerido de acuerdo al procedimiento de arranque de la unidad.

▲

El sistema de salida de la nafta pesada producto debe estar disponible y habilitado para entrar en servicio cuando el personal de operaciones lo disponga de acuerdo al procedimiento de arranque.

▲

La línea de recirculación de la bomba P-12005/R debe estar alineada y habilitada para ser colocada en operación cuando se ponga en operación la bomba de salida de nafta producto almacenaje.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar el correcto alineamiento de las líneas de procesos de la sección de fraccionamiento antes de iniciar el proceso de arranque del sistema con la finalidad de garantizar dos condiciones:  

El aislamiento y/o bloqueo de la sección de fraccionamiento del resto de los sistemas de la unidad que no serán involucrados en este arranque. La alineación y/o comunicación de las líneas de proceso asociadas a la sección de fraccionamiento que será puesta en servicio en este procedimiento, con la finalidad de garantizar la libre circulación de la nafta a través de este sistema.

IMPORTANTE La sección de fraccionamiento definida en este procedimiento ha quedadolista para iniciar la etapa de admisión de nafta amarga de arranque para establecer la circulación de nafta a través de este sistema. de Pruebas 5.7.2.1.21. Operador Arranques de Campo

y


y

Verifique que la compuerta de 4”Ø inyección de nafta amarga primaria de arranque a la línea de succión de las bombas de nafta pesada P12026 y P-12005 este en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø inyección de nafta amarga primaria de arranque a la línea de entrada al lado cuerpo del precalentador de naftas E-12010 este en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

Verifique que el cómal tipo figura en ocho de 4”Ø ubicada en el límite de batería de la unidad del sistema de nafta amarga primaria de arranque este instalado al lado abierto. Abra las válvulas de compuerta de 4”Ø ubicadas en el límite de batería de la unidad del sistema de nafta de amarga primaria de arranque del lado interno de HDNC.

ADMISION DE NAFTA AMARGA de Pruebas 5.7.2.1.25. Operador Arranques de Campo

y

Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en el límite de batería de la unidad del sistema de nafta amarga primaria de arranque del lado externo de la unidad.

IMPORTANTE Con la actividad descrita en el paso anterior el personal de operaciones comienza a presionar y empacar las líneas de arranque con nafta primaria hasta la línea de entrada al precalentador de naftas E-12010 y hasta la línea de entrada a la torre separadora de nafta T-12002, unavez llena las líneas proceder alinear el D-12004 y torre separadora T-12002 para colocarles un nivel de nafta de 80% a cada equipo. Operador

5.7.2.1.26.

de

Pruebas

y

Arranques de Campo

Abra la válvula de compuerta de 4”Ø inyección de nafta amarga primaria de arranque la línea de entrada al lado cuerpo del precalentador de naftas aE-12010.

IMPORTANTE Con esta actividad el personal de operaciones comienza a introducir nafta amarga primaria de arranque al primer separador de nafta D-12004 hasta colocarle un nivel de 80% por el instrumento de nivel LIC-12019. de Pruebas 5.7.2.1.27. Operador Arranques de Campo

y


y

Una vez que el nivel en el separador de nafta D-12004 alcance el valor de nivel de 80%, cierre la válvula de admisión de nafta a este tambor. Una vez con nivel de nafta en el separador de nafta D-12004, abra lentamente las válvulas de compuerta de 2”Ø ubicadas en la línea de inyección de nitrógeno al primer separador de nafta D-12004 hasta presionar el tambor a 3 Kg/cm 2. Una vez cumplidas las dos condiciones anteriores de nivel en el


y

separadorcirculando y presiónalproceder la bomba P12002/R separadora aponer travésen deoperación la válvula de control de presión FV-12035 (Flujo mínimo y/o recirculación de las bombas 34.8 m3/h.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

Una vez estable la operación de la bomba P-12002/R, abra 10% la válvula de control de flujo FV-12032A para transferir nafta del separador D-12004 a la torre desbutanizadora T-12001 hasta colocarle un 70% de nivel a la torre. Abra la válvula de compuerta de de 4”Øentrada inyección amarga primaria de arranque a la línea al de ladonafta cuerpo del precalentador de naftas E-12010.

IMPORTANTE Las maniobras operacionales realizadas en los pasos 5.7.2.1.30 y 5.7.2.1.31 deben ser realizadas simultáneamente y en sincronía una con la otra con la finalidad de no bajar el nivel del separador D12004 a condiciones riesgosas para la operación de la bomba P-12002/R. El operador de control y de campo deben estar en constante comunicación durante esta maniobra operacional.

5.7.2.1.32.


y

y

5.7.2.1.33.



y

5.7.2.1.34.

Una vez colocado un nivel de nafta en la torre de 70% registrado por el instrumento LIC-12022, abra las válvulas de compuerta y de globo de 1 ½”Ø ubicadas en el sistema de inyección de gas combustible al tambor de reflujo D-12006 de la torre desbutanizadora T-12001 parapresionar el sistema a 5.8 Kg/cm2 presión del sistema de gas combustible. Abra 50% las válvulas de control de flujo FV-12029 y FV-12031 asociadas pasos del rehervidor/calentador de la torre T12001 con alalos finalidad de establecer circulación H-12002 a través del horno. Con un nivel de nafta de 70% y una presión de 5.8 Kg/cm2 en la torre desbutanizadora de nafta T-12001, ponga en operación de acuerdo al procedimiento de arranque las bombas P-12006/R (Flujo mínimo y/o recirculación 90 m3/h) y establezca circulación a través de los pasos del rehervidor/calentador H-12002 hasta la torre.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques realizará los ajustes operacionales necesarios en las válvulas descritas en el paso 5.7.2.1.33. de acuerdo al comportamiento del nivel en la torre desbutanizadora T-12001. Si el nivel de la torre baja considerablemente admita nafta del D-12004. El sistema esta operando de la siguiente manera: 

El primer separador de nafta D-12004 esta circulando nafta con las bombas P-12002/R retornando nuevamente al separador a través de la válvula de reflujo FV-12035.



La sección derehervidor/calentador la torre desbutanizadora esta circulando conalas bombas P-12006/R a través de los pasos del H-12002 retornando la torre T-12001.


y

Abra la válvula de compuerta de 4”Ø inyección de nafta amarga primaria de arranque a la línea de succión de las bombas de nafta pesada P-12026 y P-12005.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Con esta actividad el personal de operaciones comienza a introducir nafta amarga primaria de arranque a la torre separadora de nafta T-12002 hasta colocarle un nivel de 80% por el instrumento de nivel LIC-12027. de Pruebas 5.7.2.1.36. Operador Arranques de Campo

y


y


y

5.7.2.1.37.


Una vez que el nivel en la torre separadora de nafta T-12002 alcance 80%, cierre la válvula de 4”Ø admisión de nafta a la torre. Una vez con nivel en la torre separadora de nafta T-12002, abra las válvulas de compuerta y de globo de 1 ½”Ø ubicadas en la línea de inyección de gas combustible al tanque acumulador de reflujo D-12007 de la torre separadora T-12002 para presionar el sistema a 1 Kg/cm2man. Abra 50% las válvulas de control de flujo FV-12120 y FV-12122 asociadas a los pasos del rehervidor/calentador de H-12003 de la torre separadora de nafta T-12002 con la finalidad de establecer circulación.

Con un nivel de 80% y una presión de 1 Kg/cm 2 man. en la torre separadora de naftas T-12002, ponga en operación de acuerdo al y procedimiento de arranque las bombas P-12025/R y establezca circulación anuevamente través de los del rehervidor/calentador H-12003 retornando a lapasos torre separadora de nafta.


y


y

Arranque las bombas P-12026 / P-12026R (T) recirculando a la torre separadora de nafta T-12002 a través de la válvula de control de flujo FV-12052 (flujo mínimo y/o recirculación 15.03 m3/h). Comisione el sistema de nafta de apagado hasta las válvulas de control de flujo de cada uno de los reactores, desaloje el nitrógeno dentro del sistema por la válvula de purgas ubicada antes de las válvulas de control descritas anteriormente.

IMPORTANTE Es recomendable realizar esta maniobra de forma independiente para cada uno de los reactores hasta dejar empacado con nafta cada una de estas ramificaciones. El flujo en condiciones rehervidor/calentador es denormales 49.95 m3de /h. operación a través de cada uno de los pasos del T-12002  P-12026/R  FV-12008 A  R-12002 T-12002  P-12026/R  FV-12131 A  R-12003 A T-12002  P-12026/R  R-12003 B  FV-12131 B

Minatitlán-PQ. 5





y


y

de

Pruebas

Arranques de Campo


y

Reestablezca el nivel con nafta amarga primaria de arranque en la torre separadora de nafta T-12002 de ser necesario, abriendo la válvula de 4”Ø ubicada en la línea de nafta de arranque. Arranque las bombas P-12005/R recirculando a la torre separadora de nafta T-12002 a través de la válvula de control de flujo FV-12061 (flujo mínimo y/o recirculación de las bombas 16.3 m 3/h. Abra lentamente la válvula de control de nivel LV-12027 para empacar la línea de nafta pesada producto a la unidad 500 y luego empaque la línea de salida de nafta producto a tanques en especificació n y fuera de especificaciones.

IMPORTANTE Las líneas de recirculación de nafta pesada producto al tambor de carga D-12001 y la línea de recirculación de nafta producto al E-12010/D-12004 serán empacadas con nafta una vez que se establezca circulación entre las secciones de la torre desbutanizadora T-12001 y la sección de la torre separadora de nafta T-12002.


5.7.2.1.46.


Con los niveles balanceados en la sección de la torre desbutanizadora T-12001 y los niveles estables y balanceados en la sección de la torre y separadora de nafta T-12002, abra lentamente la válvula de control de nivel LV-12022 asociada a la torre desbutanizadora para comenzar a transferir nafta de la torre desbutanizadora T-12001 a la torre separadora de nafta T-12002 y dejar integrada las dos torres.

y

Abra las válvulas de compuerta del sistema de recirculación de nafta producto desde la línea de descarga de las bombas P-12005/R hasta la línea de entrada lado cuerpo del precalentador de nafta E-12010 para establecer circulación a través del circuito definido en este procedimiento de arranque como sección de fraccionamiento.

IMPORTANTE Las actividades operacionales descritas en los pasos 5.7.2.1.45 y 5.7.2.1.46 deben ser realizadas de forma simultáneamente y sincronizada, con la finalidad demantener todos lostambores y torres involucrados en esta recirculación de nafta entre 50 – 70% de nivel. El personal de operaciones dejará de admitir nafta amarga primaria de arranque cuando este plenamente seguro que la recirculación en la sección de fraccionamiento este balanceada desde el punto de vista de flujo y niveles. Los niveles de los separadores y torres tienen un comportamiento estable sin perturbaciones relevantes.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques tomará la decisión de dejar la sección de fraccionamiento bajo dos modos: 



Recirculando en frío, en talesta como descrito en han losquedado pasos fuera anteriores, los rehervidores/calentadores etapaesta del procedimiento de servicios manteniendo la presión en el sistema con la inyección de gas combustible. Recirculación en caliente, Donde los rehervidores/calentadores están en operación bajo ciertas condiciones de temperatura, la puesta en servicio de estos recalentadores dependerá del estatus en el avance del procedimiento establecido para el arranque de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.


y


y


y


y


y

5.7.2.1.49.

Revise y comisione el sistema de inyección de propano – LPG a la línea de succión de las bombas P-12003/R sistema de reflujo de la torre T-12001 para hacerle nivel al tambor de reflujo D-12006. Abra la válvula de 3”Ø ubicada en el sistema de inyección de propano al tanque acumulador de reflujo D-12006 para hacer nivel en este equipo hasta un 60% de acuerdo a la indicación del Instrumento LIC12023. Una vez que el tambor de reflujo tenga las condiciones de 60% de nivel por el instrumento LIC-12023 y una presión de 10 Kg/cm2 man. (Presión con nitrógeno), poner en operación de acuerdo al procedimiento de arranque de las bombas P-12003/R. (Flujo mínimo y/o recirculación de 27 m3/h). Revise y comisione el sistema de gas combustible del rehervidor /calentador H-12002 de la torre desbutanizadora de nafta T-12001 antes de proceder a encendido del rehervidor / calentador. Realice el encendido del rehervidor/calentador H-12002, tal como esta descrito en el procedimiento de encendido del horno rehervidor/calentador H-12002 de la torre desbutanizadora de nafta T12001.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debe tomar en consideración todas las medidas de seguridad establecidas en el procedimiento de arranque del rehervidor/calentador H-12002 antes de iniciar con el procedimiento de encendido del horno rehervidor/calentador H-12002.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro de que están dadas las condiciones operacionales en la sección de fraccionamiento para iniciar con el procedimiento de encendido del horno rehervidor/calentador H-12002 de la torre desbutanizadora de 5.7.2.1.52.

nafta T-12002.

Operador de Pruebas y Arranques de Control / Campo

Realice los ajustes operacionales correspondientes en la temperatura de acuerdo a los requerimientos operacionales en el momento, ver estos ajustes en el instrumento de TIC-12139 ubicado a la salida de los pasos del rehervidor / calentador H-12002.

IMPORTANTE En esta etapa el rehervidor/calentador H-12002 del fondo de la desbutanizadora T-12001 ha quedado en operación con una temperatura ajustada de acuerdo al procedimiento de arranque de la unidad HDNC. 5.7.2.1.53. Arranques de Campo

Operador

de

Pruebas

y


y

Revise y comisione el sistema de gas combustible del rehervidor/calentador H-12003 de la torre separadora denafta T-12002 antes de proceder a encendido. Realice el encendido del rehervidor/calentador H-12003, tal como esta descrito en el procedimiento de encendido del horno rehervidor/calentador H-12003 de la torre separadora de nafta T-12002.

PRECAUCIÓN El personal de operaciones de pruebas y arranques debetomar en consideración todas las medidas de seguridad establecidas en el procedimiento de arranque del rehervidor/calentador H-12003 antes de iniciar con el procedimiento de encendido del horno rehervidor/calentador H-12003.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe estar plenamente seguro de que están dadas las condiciones operacionales en la sección de fraccionamiento para iniciar con el procedimiento de encendido del horno rehervidor/calentador H-12003 de la torre separadora de nafta T-12002. Realice los ajustes operacionales correspondientes en la temperatura de Pruebas y de acuerdo a los requerimientos operacionales en el momento, ver 5.7.2.1.55. Operador Arranques de Control / Campo estos ajustes en el instrumento de TIC-12141 ubicado a la salida de los pasos del rehervidor/calentador H-12003.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE En esta etapa el rehervidor/calentador H-12003 del fondo de la separadora de nafta T-12002 ha quedado en operación con una temperatura ajustada de acuerdo al procedimiento de arranque de la unidad HDNC.

IMPORTANTE Las condiciones normales de operacionales de los sistemas torre desbutanizadorade nafta T-12001 y la torre separadora de naftas T-12002 de acuerdo al diseño son las siguientes: Condiciones operacionales de T-12001  

Temperatura 269 ºC, de acuerdo al instrumento TIC-12139 ubicado a la salida de los pasos del rehervidor/calentador H-12002. Presión 12.2 Kg/cm 2 man. de acuerdo al instrumento de presión PIC-12046 ubicado en el tambor de reflujo D-12006.

Condiciones operacionales de T-12002  

Temperatura 192 ºC, de acuerdo al instrumento TIC-12141 ubicado a la salida de los pasos del rehervidor/calentador H-12003. Presión 1.5 Kg/cm 2, de acuerdo al instrumento de presión PIC-12059 ubicado en el tambor de reflujo D-12007.

El personal debe tener a alcance la sección IX del manual de operacióndedonde están todosde losoperaciones valores de operación normal de operación deNo. la unidad hidrodesulfuradora nafta HDNC. 5.7.2.2.

PREPARATIVOS, ALINEACIÓN, COMISIONAMIENTO Y PUESTAS EN SERVICIO DE LA SECCIÓN DE ALIMENTACIÓN

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El alcance descrito en este procedimiento de arranque del sistema de alimentación de la unidad hidrodesulfuradora HDNC comprende comisionado de los sistemas, hacer nivel en el tambor de carga D-12001, arranque de las bombas de carga P-12001 /P-12001R (T) recirculando al tambor D-12001, desplazamiento y/o empaque de la línea de descarga de las bombas hasta la válvula de 4”Ø ubicada después de la válvula de control de flujo FV-12003 y la admisión de carga a la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.


y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de nafta de alimentación de la unidad de la coquización retarda en el límite de batería este en posición cerrada.

Verifique que la válvuladedetanque compuerta de 6”Ø ubicada en en el la límite línea de nafta de alimentación de almacenamiento de batería este en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5





y


y

Verifique que la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en la línea de nafta amarga primaria de arranque que se comunica con la línea de alimentación de nafta de tanque en el límite de batería este en posición cerrada. Verifique la válvula compuerta 4”Ø ubicada después de la a válvula deque control de flujodeFV-120 03 del de sistema de admisión de carga los reactores R-12001 A-B este en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe mantener esta válvula en posición cerrada hasta el momento de admitir carga a la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquizaci ón con la finalidad de garantizar el bloqueo o aislamiento de este sistema con el resto de los sistemas de la unidad. Operador de Pruebas Arranques de Campo

y


y

5.7.2.2.5.

Cierre todas las válvulas de compuerta de los sistemas de purgas y venteos que desfogan a la atmósfera asociadas al sistema de alimentación de la unidad definida en este procedimiento estén cerradas con su respectivo tapón o brida ciega dependiendo del caso. Ver DTI’s. Verifique la posición de los cómales – juntas ciegas en campo utilizando los DTI’s para validar la correcta posición para la puesta en servicio del sistema de alimentación de la unidad.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar la correcta posición de las juntas ciegas / cómales tipo F8 antes de iniciar el proceso de arranque del sistema para garantizar dos condiciones:  

El aislamiento y/o bloqueo del sistemade alimentación dela unidad delresto de los sistemas de la planta que no serán involucrados en este arranque. La alineación y/o comunicación de las líneas de proceso asociadas al sistema de alimentación de la unidad que serán puesta en servicio en este procedimiento, con la finalidad de garantizar la libre circulación de la nafta a través de este sistema.


y

Verifique que todos los equipos y accesorios de instrumentación asociados al circuito definido en este procedimiento como sistema de alimentación de la unidad HDNC estén alineados, habilitados y listos para ser colocados en operación. Ver DTI’s.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones es responsable de colocar en línea la instrumentación asociada al sistema de alimentación de la unidad, como parte de los preparativos de comisi onado y arranque de esta sección. Los únicos equipos de instrumentos que son colocados en línea o en servicio después de haber estabilizado las variables operacionales de un sistema determinado son los ANALIZADORES EN LÍNEA. de Pruebas 5.7.2.2.8. Operador Arranques de Campo

y

Verifique que todas las válvulas de seguridad dentro del circuito establecido como sistema de alimentación estén alineadas al sistema de desfogue de baja presión y ácido, y con su respectiva válvula de bypass - directo o directo en posición cerrada.

IMPORTANTE Las válvulas de seguridad que se encuentren dentro del sistema de alimentación deben ser comisionadas y alineadas antes de admitir hidrocarburo como carga a la unidad. VÁLVULAS DE SEGURIDAD

UBICACIÓN – SISTEMA ASOCIADA

PSV-12841A

Filtro de carga PF-12001A

PSV-12841B

Filtro de carga PF-12001B

PSV-12842A

Tanque amortiguador de carga T-12001

PSV-12842B

Tanque amortiguado de carga T-12001

PSV-12843

Tanque amortiguador de carga T-12001


y

Verifique que las válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en las líneas de succión de las bombas P-12001/P-12001 R (T) y las válvulas de compuerta de 4”Ø ubicadas en las líneas de descarga estén en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones debemantener las bombasde carga P-12001/P-12001R-T bloqueadas en las líneas de succión y descarga hasta que sean requeridas para ponerlas en operación de acuerdo al procedimiento de arranque del sistema de alimentación de carga de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización.


y

Verifique que las siguientes válvulas de control automático descritas en este procedimiento cumplan con las condicionesmarcadas conla letra X, tal como lo describe la tabla descrita a continuación. Ver tabla en el procedimiento.

Minatitlán-PQ. 5




Nombre de la Válvula

Válvulas de Bloqueo

Válvula de Directo

Válvula de Control


Abierta

Cerrada

Abierta

N/A

N/A

N/A

N/A

PV-12002 A

X

X

X

Inyección de N2 al D-12001

PV-12002 B

X

X

X

D-12001 al sistema de Desfogue de baja presión

PV-12005

X

X

X

Reflujo mínimo y/o recirculación P12001

PV-12006

X

X

X

Reflujo mínimo y/o recirculación P12001/R (T)

FV-12003

X

X

X

Carga líquida a la unidad HDSNC

LV-12001

X

X

X

Control de nafta del D-12001

LV-12002

X

X

X

Control de agua amarga D-12001

VAAR12001


y

Cerrada

Abier ta

Cerrada

X

Succión bombas P-12001/R (T)

Verifique los siguientes sistemas por separado del sistema definido como sistema de alimentación de nafta a la unidad de HDSNC.

▲

Revise y comisione el sistema de alimentación desde la válvula de 4”Ø ubicada en el límite de batería del sistema de nafta amarga primaria de arranque hasta los filtros PF-12001 A-B. El personal de operaciones dejará un solo filtro alineado al proceso de caga.

▲

Revise y comisione desde los filtros de carga PF-12001 A-B hasta la línea de entrada al tambor de carga, la válvula de control de nivel LV-12001 del tambor de carga D-12001 debe estar comisionada.

▲

Revise y comisione el tambor de carga D-12001 y las bombas de carga de nafta P-12001 / P12001R (T) a la unidad HDNC.

▲

Revise y comisione el sistema de alimentación desde las válvulas de descarga de las bombas P-12001 / P-12001 R (T) hasta la válvula de control de admisión de caga FV-12003, esta tiene que estar comisionado en pasos anteriores.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar el correcto alineamiento de las líneas de procesos del sistema de alimentación de la unidad HDNC antes de iniciar el proceso de arranque del sistema con la finalidad de garantizar dos condiciones:  

El aislamiento y/o bloqueo de la sección de fraccionamiento del resto de los sistemas de la unidad que no serán involucrados en este arranque. La alineación y/o comunicación de las líneas de proceso asociadas a la sección de alimentación de la unidad HDNC que será puesta en servicio en este procedimiento, con la finalidad de garantizar la libre circulación de la nafta a través de este sistema.


y

Verifique cuál es el estatus o posición que tienen las dos válvulas de compuertas de 4”Ø que permiten el flujo de nafta amarga primaria a la sección de fraccionamiento T-12001/T-12002 para hacerniveles en los separadores y torres D-12004, T-12001 y T-12002 respectivamente.

IMPORTANTE Estas dos válvulas para el momento de admitir nafta amarga primaria al tambor de carga D-12001 puede ser que estas válvulas estén abiertas, de ser así ciérrelas manteniendo un estricto seguimiento a la sección de fraccionamiento T-12001/T-12002 esto con la finalidad de tomar toda la nafta amarga disponible para agilizar la puesta en servicio del sistema de alimentación. Abra la válvula de compuerta de 4”Ø ubicada en el límite de batería y para comenzar admitir nafta amarga primaria para desplazar y empacar 5.7.2.2.13. el sistema hasta el tanque de carga D-12001 Operador de Pruebas Arranques de Campo

IMPORTANTE El sistema será empacado y presionado con nafta amarga desde el límite de batería hasta la válvula de control de nivel LV-12001 pasando a través de un solo filtro de carga PF-12001 A-B.

5.7.2.2.14.


y

5.7.2.2.15.


y

Una vez admitida la nafta, abra lentamente en modo manual la válvula de control de nivel LV-12001 para permitir la entrada de la nafta al tanque de carga D-12001 y de esta manera poder hacerle nivel con nafta en este tanque, ajuste un nivel de 70% deacuerdo al instrumento de control de nivel LIC-12001del tanque de carga D-12001. Una vez establecido el nivel de hidrocarburo en el tambor de carga D-12001, abra lentamente en modo manual la válvula de control de presión PV-12002 A para presionar el tambor de carga a una presión de 2.3 Kg/cm2 de acuerdo al instrumento de control de presión PIC12002.

Minatitlán-PQ. 5





Una vez que el tambor de carga D-12001 cumpla con las condiciones de nivel y presión, ponga en operación la bomba de carga P-12001 recirculando completamente al tambor de carga D-12001 a través de la y válvula de control de presión PV-12005 (Sistema de flujo mínimo y/o recirculación de la bomba P-12001 punto de ajuste de operación de 85.7 Kg/cm2 man), tal como lo describe el procedimiento de arranque de la bomba de carga P-12001.

IMPORTANTE Es recomendable colocar este control de presión PIC-12005 en modo manual durante el inicio de la puesta en operación de la bomba de carga P-12001 para minimizar las perturbaciones durante la admisión de carga a la unidad y luego colocarlo en control automático con punto de operación 85.7 Kg/cm2 man. tal como lo describe el manual de operaciones de la bomba de carga P-12001.


y


y

Coloque en inoperante la acción de disparo por bajo flujo de carga líquida (Nafta) a la unidad HDNC el instrumento FT-12003A. Abra lentamente la válvula de control de flujo FV-12003 para comenzar admitir carga de nafta amarga primaria de arranque a la unidad HDNC con incrementos de 1000 BPDS/h hasta ajustar el flujo en 3770 BPDS.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe colocar en inoperante la acci ón de disparo por bajo flujo de carga debido a que el incremento de carga será realizado de 1000 en 1000 3 BPDS/h ≈ 6.6 m /h y como el valor de disparo por bajo flujo de carga esta ajustado en 14.85 m3/h 2113 BPDS de no colocarlo en inoperante actuaría el sistema de resguardo por bajo flujo de carga líquida, por lo tanto al colocarlo en inoperante se evitaría el disparo por bajo flujo al inicio de la admisión de nafta a la sección de reacción. El personal de operaciones para el momento del arranque puede evaluar la posibilidad de ajustar el flujo de carga enel primer intento por encima del valor de disparo 2113 BPDS. ≈

IMPORTANTE Todos los ajustes y condiciones operacionales que el personal de operaciones de pruebas y arranque tiene en quelarealizar durante admisión de de carga para estabilizar la sección de reacción serán descritos etapa de puestalaen operación la sección de reacción.


Minatitlán-PQ. 5



5.7.2.3.

PREPARATIVOS, ALINEACIÓN, COMISIONADO Y PUESTA EN SERVICIO LA SECCIÓN DE REACCIÓN

8 "


y


y


y


y

El compresor de hidrógeno de reposición C-12001 debe estar habilitado y disponible para ser colocado en servicio en su debido momento. El compresor de hidrógeno de circulación C-12002 (T) debe estar habilitado y disponible para ser puesto en operación cuando el personal de pruebas y arranque lo disponga. Disponer de inventario de productos, tales como: químicos, lubricantes, nafta primaria amarga con un contenido de azufre menor al 1% peso, etc. El personal de operaciones de pruebas y arranques debe establecer y definir el circuito “SISTEMA DE REACCIÓN” sombreándolos en los DTI’S.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque es el responsable de definir el alcance y las limitaciones del circuito definido como SECCIÓN DE REACCIÓN, por esta razón debe resaltarse sobre los DTI’S asociados a este sistema, con la finalidad de que todo el personal de operaciones

5.7.2.3.5.

responsable de la puesta en servicio de este sistema conozca el alcance del trabajo. Cierre las válvulas de compuertas de los sistemas de purgas y venteos y que desfogan a la atmósfera asociadas a este sistema de reacción simultáneamente verifique que tengan tapón o brida ciega dependiendo del caso, esta actividad debe ser realizar con los DTI’s en mano.


IMPORTANTE Las válvulas de purgas y venteos asociados a líneas y equipos de la sección de reacción que descargan o desfogan a la atmósfera y sumidero deben estar bloqueadas / cerradas con su respectivo tapón o brida ciega, esto con el objetivo de confinar el sistema y evitar fugas del circuito al ser presionado durante la etapa de arranque de la unidad. de Pruebas 5.7.2.3.6. Operador Arranques de Campo

y

Verifique la posición de los discos ciegos en campo utilizando los DTI’s validando la correcta posición de los discos ciego para realizar las actividades de arranque de la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques es responsable de validar la correcta posición de los discos ciegos para garantizar dos condiciones:  

El aislamiento y/o bloqueo de la sección de reacción del resto de los sistemas de la unidad que no serán involucrados en este arranque. La alineación y/o comunicación de las líneas de proceso asociadas a la sección de reacción la cual será puesta en servicio en este procedimiento, con la finalidad de garantiza el libre flujo de Gas de recirculación + Nafta durante el arranque y en condiciones normales de la unidad HDNC.


y

Verifique que todos los equipos y accesorios de instrumentos asociados al circuito definido como sección de reacción en este procedimiento estén alineados, habilitados y listos para ser colocados en servicio. Ver DTI’s de la sección de reacción.

IMPORTANTE

El personal de operaciones es responsable de la alineación de estos instrumentos asociados a las líneas de proceso en la sección de reacción antes de iniciar los preparativos de comisionado arranque de esta sección. Los únicos equipos de instrumento que son colocados en línea o en servicio después de haber estabilizado las variables operacionales asociadas al sistema son los ANALIZADORES EN LÍNEA.

Minatitlán-PQ. 5





y

Abra las válvulas de compuerta – bloqueos de todas las válvulas de seguridad instaladas en el circuito de reacción y simultáneamente verifique que las válvulas de bypass - directo o directos asociadas a estos dispositivos de seguridad estén en posición cerrada.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe verificar en campo utilizando los DTI’s que todos los dispositivos de seguridad (Válvulas de seguridad) de este sistema estén alineadas al sistema o cabezal de desfogue de alta presión antes de iniciar el proceso de arranque de la sección de reacción. VÁLVULA DE SEGURIDAD


PSV-12852 A-B


PSV-12851 A-B


PSV-12853 A-B


PSV-12853 C-D

Línea lado cuerpo del intercambiador E-12004 C-D

PSV-12856 A-B-C

Reactor R-12003 A

PSV-12857 A-B-C

Reactor R-12003 B

PSV-12859 A-B-C PSV-12858

Reactor R-12002 Reactor R-12002

PSV-12861 A-B


PSV-12871 A-B


PSV-12872 A-B


PSV-12873 A-B


PSV-12943 A-B



y

Ponga en operación los enfriadores con agua de enfriamiento, intercambiadores de calor y ventiladores asociados a la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debecolocar en operación previo al arranque de la sección de reacción todos los enfriadores e intercambiadores de calor de acuerdo al procedimiento de arranque establecido para cada uno de estos equipos. Los intercambiadores deben ser alineados antes de admitir carga en la unidad. EQUIPOS

UBICACIÓN – SISTEMAS ASOCIADOS

Minatitlán-PQ. 5




E-12004 A-B-C-D

Primer intercambiadores de calor de carga efluente del reactor

E-12002

Segundo intercambiadores de calor de carga efluente del reactor

E-12101

Intercambiador del reactor de saturación de diolefinas

E-12012

Enfriador del domo de la torre desbutanizadora T-12001

EA-12001

Enfriador Ventilador de las gases del domo del D-12002

EA-12009

Enfriador Ventilador del efluente del reactor R-12002


Nombre Válvula

y

Verifique que las siguientes válvulas de control automático descritas en este procedimiento cumplan con las condicionesmarcadas conla letra X, tal como lo describe la tabla descrita a continuación. Ver tabla en el procedimiento.

Válvulas de Bloqueos Cerrada

Válvulas de Directo Abierta

Válvula de Control Cerrada

Abierta


Abierta

Cerrada

FV-12004

X

X

x

Hidrógeno al reactor R-12001A

TV-12012 B-1

X

X

x

Hidrógeno a la entrada del reactor R12001B

FV-12008 B

X X

X X

x x

12001 A Hidrógeno al reactor R-12002

FV-12006

X

X

x

Hidrógeno a la salida del reactor R12001 B

Hidrógeno de recirculación de H2 al R-

TV-12012 B-2

HV-12019

N/A

N/A

N/A

N/A

X

Entrada al reactor R-12003 A

HV-12021

N/A

N/A

N/A

N/A

X

Salida del reactor R-12003 A

HV-12018

N/A

N/A

N/A

N/A

x

Entrada al reactor R-12003 B

HV-12022

N/A

N/A

N/A

N/A

x

Salida del reactor R-12003 B

FV-12131 A

x

x

x

Nafta de apagado al R-12003 A

FV-12131 B

x

x

x

Nafta de apagado al R-12003 B

FV-12008 A

x

x

x

Nafta de apagado al R-12002

N/A

N/A

LV-12003 A

x

x

x

Fondo del separador HC D-12002

LV-12003 B

x

x

x


VAAR-12009

N/A

N/A

X


Minatitlán-PQ. 5




X

Fondo lado HC del D-12011

LV-12005 A

x

x

x

LV-12005 B

x

x

x

N/A

N/A

LV-12004 A

x

x

x


LV-12004 B

x

x

x


HV-12003

x

x

x

Domo del separador D-12011

PV-12025

x

x

x

Domo del separador D-12011

FV-12021

x

x

x

Sistema de agua lavadora al EA12001

N/A

N/A

LV-12006 A

x

x

x


LV-12006 B

x

x

x


FV-12051

x

x

x

Amina pobre entrando a la torre T12003

FV-12074

x

x

x

Recirculación de amina pobre descarga de la bomba P-12015/R

FV-12136 A

x

x

x

Entrada al horno de carga H-12001

FV-12136 B

x

x

x

Entrada al horno de carga H-12001

XV-12322

N/A

N/A


y


y


y

N/A

Fondo lado de agua amargas del D12011 Fondo lado de agua amargas del D12011 Fondo lado de agua amargas del D12011

N/A

XV-12321

N/A

X

N/A

XV-12320

N/A

N/A

X


Abra la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de hidrógeno de recirculación entrando a la línea de carga – Nafta al reactor de diolefinas R-12001A. Verifique que las válvulas de 6”Ø del sistema de hidrógeno de arranque entrando a la línea de carga – Nafta al reactor de Diolefinas R-12001 A estén en posición cerrada.

Verifique la tubo posición decuerpo los discos ciegos r de calor E12101 lado / lado deben estardel enintercambiado posición abiertos.

Minatitlán-PQ. 5





y

Verifique la posición de los cómales del intercambiador de carga/efluente E-12002 del lado tubo / lado cuerpo estén colocados en posición abiertos.

y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de entrada carga al reactor de saturación de Diolefinas R-12001A.


y

Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno al reactor R-12001A esténen posición cerradas.


y


y


y

Verifique que los cómales en el reactor R-12001 A estén instalados en posición abiertos.


y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de entrada carga al reactor de saturación de Diolefinas R-12001B.


y

Abra la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de suministro de hidrógeno entrando al reactor de saturación de Diolefinas R-12001B.


y


y


y

Operador

de

Pruebas


5.7.2.3.21.

Operador

de

Pruebas


y

Verifique que la válvula de compuerta de 8”Ø línea de arranque salida del calentador de carga H-12001 entrando al R-12001A este en posición cerrada. Verifique que las dos válvulas de compuerta 8”Ø directo de los reactores de saturación de Diolefinas R-12001 A-B estén en posición cerrada.

Verifique que la válvula de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno entrando en la línea de salida del reactor R-12001 B este en posición cerrada. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del reactor R-12001 B hacia el lado tubo de los intercambiadores de carga / efluente E-12004 A-B-C-D estén en posición cerrada. Verifique que la válvula de compuerta 1”Ø del toma muestra ubicado en la línea de salida del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 B este en posición cerrada. Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de saturación de Diolefinas R-12001 B hacia el lado cuerpo de los intercambiadores de carga / efluente E-12004 A-B-C-D.

Minatitlán-PQ. 5




Abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada después de las dos válvulas de retención (válvula check) en la línea de proceso entrada a los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D.


y


y


y

Abra las válvulas de compuertas de 8”Ø entrada y salida lado cuerpo de los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D.


y

Abra las válvulas de compuerta de 10”Ø entrada y salida lado tubos de los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D.


y

5.7.2.3.25.

hidrógeno de recirculación de Diolefinas R-12001 B. a la línea de salida del reactor de saturación


Operador

de

Pruebas

y


de

Pruebas

y

Arranques de Campo de Pruebas 5.7.2.3.31. Operador Arranques de Campo

Abra la válvula de compuerta de 4”Ø del sistema de suministro de

Verifique que las válvulas de compuertas de los sistemas de purgas y venteos a la atmósfera asociados a los E-12004 A-B-C-D estén en posición cerrada. Verifique que los cómales en las líneas de entrada y salida del calentador de carga estén en posición abiertos. Verifique que las dos válvulas de compuertas de 8”Ø ubicadas en la línea de arranque salida del calentador de carga H-12001 hacia la línea de entrada del reactor de saturación de Diolefinas R-12001A estén en posición cerrada.

y

Abra la válvula de control manual HV-12019 ubicadas en la línea de entrada al guarda de Sílice R-12003 A.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques tomará la decisión en su momento cual de los dos reactores de guardas de sílice R-12003 A-B será puesto en operación para este procedimiento alinearemos para el arranque de la unidad el R-12003 A. de Pruebas 5.7.2.3.32. Operador Arranques de Campo

y

Verifique que las válvulas de purgas y venteos asociadas al guarda de sílice R-12003 A-B y líneas estén cerradas.


y

Abra las dos válvulas de compuerta de 3”Ø del sistema de Naftas de apagado a los guardas de Sílice R-12003 A-B.


y

Verifique que las válvulas de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno a las líneas de salida de los guardas de sílice R12003 A-B estén en posición cerrada.

Minatitlán-PQ. 5




Abra la válvula de control manual HV-12021 ubicada en la línea de salida de los guardas de Sílice R-12003 A


y


y


y


y


y


y


y

Verifique que todas las válvulas de purgas y venteos en las líneas de salida de los guardas de sílice R-12003 A-B estén cerradas.


y

Abra la válvula de compuerta de 10”Ø ubicada en línea de entrada al reactor de Hidrodesulfurador R-12002.


y


y


y


y

Verifique que las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de directo de los guardas de Sílice R-12003 A-B estén en posición cerradas. Verifique que la válvula de 1”Ø de la toma muestra ubicado en la línea común salida de los guardas de sílice hacia los intercambiadores E-12004 A-B-C-D este en posición cerrada. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque asociada a la línea de salida del guarda de sílice R12003 A hacia losintercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-CD estén en posición cerradas. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicadas en la línea de arranque asociada a la línea de salida del guarda de sílice R12003 B hacia losintercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-CD estén en posición cerradas. Verifique que las dos válvulas de compuerta de 10”Ø ubicada después de las dos válvulas descritas en el punto anterior (línea de salida común de guardas de sílice), línea de entrada a los intercambiadores de carga/efluente E-12004 A-B-C-D estén en posición cerradas.

Abra la válvula de compuerta de 3”Ø del sistema de inyección de Hidrogeno de recirculación asociado a la línea de entrada del reactor de Hidrodesulfuración de Naftas de Coquización R-12002. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de Nafta de apagado al reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002. Verifique que la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de nitrógeno asociado a la línea de salida del reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002 este en posición cerrada. Cierre la válvula de compuerta de 1”Ø de la toma muestra ubicado en la línea de salida del reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002.

Minatitlán-PQ. 5




Verifique que todas las juntas ciegas o cómales tipo F8 asociados al reactor de Hidrodesulfuración R-12002 estén en la posición de arranque de acuerdo al esquema generado por el personal de operaciones de pruebas y arranques.


y

Pruebas 5.7.2.3.48. Operador Arranques dede Campo

y


y


y


y


y


y


y


y


y


y

Abra las válvulas de compuertas de 8”Ø en la línea de entrada y salida lado tubo del segundo enfriador de Nafta EA-12012.


y

Verifique que Todas las juntas ciegas o cómales tipo F8 asociados al segundo enfriador de nafta EA-12012 estén en posición abiertos.

5.7.2.3.47.

Abra la válvula de compuerta de 12”Ø ubicada en la línea de salida del reactor de Hidrodesulfuración de Nafta R-12002 hacia las líneas de entrada lado tubos de los intercambiadores E-12004 A-B-C-D. Verifique que los discos ciegos asociados a las líneas de entrada y salida lado tubos del 2do. Intercambiador de carga/efluente E-12002 estén en posición abiertos. Verifique que Todas las juntas ciegas o cómales tipo F8 asociados al enfriador con aire EA-12009 estén en posición abiertos tal como los requiere el personal de operaciones de pruebas y arranques. Verifique que las válvulas de purgas y venteos asociados al EA-12009 estén en posición cerrados. Abra la válvula de compuerta de 6”Ø del sistema de recirculación H2 del compresor de circulación C-12002 (T) / (Sistema de anti -surge del compresor) al tambor de alta en caliente D-12002. Verifique que todas las válvulas de purgas y venteos asociados al tambor separador caliente D-12002 estén cerradas. Verifique que la válvula de compuerta de ¾”Ø del sistema de inyección del Inhibidor de corrosión en base de hidrocarburo entrando a la línea de agua lavadora del ventilador EA-12001 este en posición cerrada. Abra la válvula de compuerta de 2”Ø del sistema de inyección de agua de lavado a las líneas de entrada del primer enfriador de Naftas EA-12001 del separador de alta en caliente D-12002. Abras las válvulas de compuerta de 6”Ø en las líneas de entrada y salida del primer enfriador de Naftas EA-12001 del separador de Nafta en caliente.

Minatitlán-PQ. 5




Verifique que la válvula de compuerta de 8”Ø directo del segundo enfriador de Nafta EA-12012 este en posición cerrada.


y


y

Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada después de la válvula de control manual HV-12003 del sistema de despresurización rápida de la


y

unidad HDNC ubicada en el tambor D-12011. Abra la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada antes de la válvula de control manual HV-12003 del sistema de despresurización rápida de la unidad HDNC en el tambor D-12011.


y


y


y


y


y


y


y


y


y

5.7.2.3.61.

Abra la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada después de la válvula de control de presión PV-12025 del sistema de alta presión de la unidad. Cierre la válvula de compuerta y globo de 2”Ø directos de la válvula de control de presión PV-12025 ubicada en el tanque separador de Nafta en caliente D-12011. Abra la válvula de control de cierre hermético XV-12320 ubicada en la línea de 1 ½”Ø de la bota del tambor D-12011, sistema de aguas amargas a los tanques de alimentación de las unidades despojadoras de aguas agrias. Abra las válvulas de bola 1 ½”Ø ubicadas antes y después de las válvulas de control de nivel LV-12005 A-B de la bota del tambor de alta en caliente D-12011. Abra la válvula de control de cierre hermético XV-12321 ubicada en la línea de 3”Ø Nafta del D-12011 al lado tubo enfriador EA-12010. Abra las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas antes y después de las válvulas de control de nivel LV-12004 A-B Nafta hidrodesulfurada al enfriador EA-12010. Abra la válvula de compuerta de 6”Ø ubicada en la línea de entrada a la torre lavadora con Aminas T-12003 de los gases provenientes del tanque separador de nafta de alta en caliente D-12011. Verifique que las dos válvulas de compuerta y de globo de 4”Ø ubicadas en la línea de directo de la torre lavadora con Aminas T-12003 estén en posición cerrada. Abra la válvula de compuerta de 8”Ø ubicada en la línea de salida de los gases de la torre de Aminas T-12003 al tanque de succión D-12003 del compresor de hidrógeno de circulación C-12002 (T).

Minatitlán-PQ. 5





y

Abra la válvula de compuerta de 3”Ø ubicada en la línea de entrada de Amina pobre a la torre lavadora con Aminas T-12003.

IMPORTANTE En este procedimiento están descritas algunas actividades generales con respecto a la torre lavadora de gases con amina pobre los pasos detallados para la puesta en operación de la circulación con amina pobre de la sección de aminas y por ende circulación a través de la torre lavadora T-12003 estarán descritas mas detalladamente en el procedimiento de arranque de aminas. Para esta etapa del procedimiento de arranque de la unidad se tomo como premisa que la torre de aminas tiene nivel de amina pobre siguiendo las instrucciones descritas en el procedimiento de arranque de aminas donde se enuncian cada una de las actividades de arranque para poder hacerle nivel a esta torre T-12003. El personal de operaciones establecerá recirculación de amina pobre a través de la torre cuando la sección de arranque este circulando en frío con una presión de operación de 16 Kg/cm2 man. en el instrumento controlador de presión PIC-12075 ubicado en la succión del compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T). de Pruebas 5.7.2.3.72. Operador Arranques de Campo

y

Pruebas Arranques dede Campo 5.7.2.3.73. Operador

y


y

Abra la válvula de control de cierre hermético XV-12322 ubicada en la línea del fondo de la torre lavadora con aminas T-12003, sistema de amina rica al tanque asentador de Amina rica D-12022. Abra las válvulas de bola de 3”Ø ubicadas antes y abajo de la válvula de control de nivel de Amina Rica LV-12006 A-B de la torre lavadora de Amina T-12003. Verifique que las válvulas de compuerta de los sistemas de purgas y venteos asociados a la torre lavadora con aminas T-12003 estén en posición cerrada.

IMPORTANTE El sistema de reacción esta listo para comenzar a recibir hidrógeno para iniciar el proceso de arranque de la unidad, tal como lo describe el manual de arranque de la unidad de hidrodesulfuradora de nafta de coquización HDNC.

5.7.3.

5.7.3.1.

ADMITIR HIDROGENO A LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTA DE COQUIZACIÓN – HDNC.


y

Abra las dos válvulas de compuerta de 6”Ø ubicadas en la línea de admisión de hidrógeno de arranque (Hidrógeno de reposición) a la línea de carga antes de entrar por el lado cuerpo del precalentador de naftas E-12101.

Minatitlán-PQ. 5




5.7.3.2.


y

Incremente lentamente la presión en la sección de reacción hasta los 12 Kg/cm2 man. a razón de 1Kg/cm2 /h. Ver indicación de presión en el instrumento PIC-12075 ubicado en la succión del compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T).

IMPORTANTE Con la descripción del paso anterior lo que se quiere es presionar el sistema a la misma presión de operación que tiene el hidrógeno proveniente de la unidad de Hidrógeno de reposición de refinería – U-24000, según los PFD’S presión de operación 35 Kg/cm2 man y 38º C. Esta actividad hay que realizarla primero hasta los 12 Kg/Cm2 Man y finalmente al valor de operación del Hidrógeno proveniente de la unidad de Hidrógeno. Durante el proceso de ir incrementando la presión en la sección de reacción el personal de operaciones de pruebas y arranque debe revisar el circuito con la finalidad de poder detectar cualquier fuga para que sea corregida de manera oportuna.

5.7.3.3.


y

Una vez compactado el sistema a la presión de 12 Kg/cm2 man. y de no existir ninguna anormalidad para continuar; ponga en operación el compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T), tal como lo indica su procedimiento de arranque.

IMPORTANTE El compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T) tiene un dispositivo de seguridad por bajo flujo de gas de recirculación FALL-12050A ajustado en 11.060 Nm3/h, este valor es para condiciones normales de operación del compresor (H2S+ H2), por lo tanto se debe tener en cuenta en el momento de poner en operación el compresor. El personal de operaciones responsable del arranque evaluará la posibilidad de colocar en inoperante la acción de este dispositivo de resguardo a inicios del arranque de la máquina, con la finalidad de evitar disparos de manera recurrente por inestabilidad en el flujo de descarga del compresor C-12002-T. El flujo de gas de recirculación en los reactores debeser mayor a 11.060Nm3/h para garantizar una buena distribución del gas y el líquido a través de los lechos del catalizador.

IMPORTANTE Las condiciones normales de operación del compresor C-12002 (T) con respecto a las temperaturas de succión y descarga son 57 ºC y 112ºC respectivamente. La circulación del circuito es a través de la válvula de control FV-12004 hidrógeno al reactor de saturación de diolefinas R-12001 A, porautomático lo tanto el disparo por admisión bajo flujo de este sistema el instrumento FT-12005 debe ser colocado en inoperante al inicio de la etapa de activación para evitar disparos en el sistema, valor de disparo ajustado en 118 Kg/h. Los instrumentos de disparo por bajo flujo FT-12135 y FT-12137 deben ser colocados en inoperante, flujo a través de los pasos del calentador de carga H-12001, valor de disparo 6015 Kg/h.

Minatitlán-PQ. 5




5.7.3.4.


y

5.7.3.5.


y

Cuando la presión y el flujo de circulación a través de la sección de reacción mantengan un comportamiento estable, ponga a circular la solución de amina pobre, tal como lo describe el procedimiento de arranque de la sección de aminas.

Una vez de estabilizada circulación del compresor a través de del carga circuitoH-o sección reacción,laponga en operación el calentador 12001, tal como lo indica su procedimiento de arranque.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe garantizar la estabilidad del compresor y las condiciones operacionales del circuito (Flujo, presión y temperatura) antes de proceder al encendido del calentador de carga H-12001.

5.7.3.6.


y

Aumente la temperatura a la entrada del reactor de guarda de sílice R12003 A hasta 150 ºC a razón de 30 ºC/h, verifique los ajustes de incremento de la temperatura en el instrumento TI-12350 ubicado en la línea común entrada a los reactores de guardas de sílice R-12003 A-B.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe tener en cuenta que el compresor de recirculación de hidrógeno C-12002 (T) dará una temperatura en la descarga de 112 ºC según diseño, por lo tanto los ajustes para incrementar la temperatura dependerá del valor que tenga para el momento la entrada del reactor R-12003A. El personal de operaciones encenderá uno, dos o los tres quemadores pilotos, los pilotos y un quemador con la finalidad de ajustar la temperatura a 150 ºC,tal como lo describe el procedimiento.

IMPORTANTE La integración del lazo de control TIC-12349 del reactor guarda de sílice R-12003 A durante esta etapa de encendido del calentador de carga H-12001 es recomendable que el personal de operaciones maniobre en forma manual este lazo, con la finalidad de tener un mejor control de los incrementos de temperatura a la entrada del reactor del reactor guarda de sílice R-12003 A. Monitoree de forma continua y permanente elcomportamiento del perfil

5.7.3.8.


y

de temperatura través de los R-12001 R-12003 Adey R-12002 para laatemperatura dereactores entrada del reactorA-B, de saturación diolefinas el personal de operaciones debe hacer ajustes en la válvula de control de temperatura TV-12012 C directo del intercambiador de calor E-12002, con la finalidad de alcanzar 150 ºC a la entrada del reactor antes de admitir carga de nafta amarga primaria de arranque a la unidad HDNC.

Minatitlán-PQ. 5




5.7.3.9.


y

Una vez que la sección de reacción este en 35 Kg/Cm2 Man de forma estable, Ponga en operación el compresor de hidrógeno de reposición C-12001, tal como lo describe su procedimiento su arranque, para incremente la presión en la sección de reacción de 35 Kg/Cm2 Man hasta 48 Kg/cm2 man.

IMPORTANTE La sección de reacción de la unidad HDNC esta presionando con hidrógeno a una presión de 35 Kg/Cm2 Man. máxima presión de operación del hidrógeno proveniente de área exterior – U-24000. 5.7.3.10.


y

Una vez estabilizada las condiciones operacionales en la sección de reacción temperatura, presión y flujo, ponga en operación la bomba de carga P-12001 y/o abra la válvula de control de flujo de carga de nafta amarga primaria de arranque.

IMPORTANTE Una vez estabilizada las condiciones operacionales del sistema de reacción: temperaturas, flujo y presión, el personal de operaciones debe poner en operación la bomba de carga P-12001 o abrir la válvula de control de flujo de carga FV-12003 eneste procedimiento este sistema esta circulando al tambor de carga a través de la válvula de control de presión PV-12005 / sistema de protección por flujo mínimo y/o recirculación de la bomba P-12001, por lo tanto el operador solo deberá comenzar a realizar maniobras con la válvula de control de flujo FV-12003 y la válvula de control de presión PV-12005 con la finalidad de ajustar un flujo de carga de 3700 BPDS a la unidad HDNC. ADMITIR CARGA LIQUIDA A LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA DE NAFTA 5.7.3.11.


y

Admita nafta amarga primaria de arranque mediante la válvula de control de flujo FV-12003 a razón de 1000 BPDS/h hasta llegar a una carga de 3700 BPDS.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe realizar los incrementos del flujo de carga a la unidad lentamente con la finalidad de evitar una disminución brusca de la temperatura en los lechos de los reactores R-12001 A-B, R-12003 A y R-12002 de la sección de reacción.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe colocar en inoperante la acción de disparo por bajo flujo de carga debido a que el incremento de carga será realizado de 1000 en 1000 ≈

3

3

≈

BPDS/h 6.6demno /h ycolocarlo como el valor de disparoactuaría por bajo el flujo de carga ajustado enbajo 14.85flujo, m /hal 2113 BPDS en inoperante sistema deesta resguardo por colocarlo en inoperante nos evitaríamos disparos recurrentes al inicio de arranque. El personal de operaciones para el momento del arranque puede decidir si en el primer intento ajusta un flujo por encima del valor de disparo 2113 BPDS.

Minatitlán-PQ. 5




5.7.3.12.


y

5.7.3.13.


y

Realice ajustes en la válvula de control de flujo FV-12013 ubicada en la línea de succión del compresor C-12001 para mantener la presión dela sección de reacción en 48 Kg/cm2 man. Por el i nstrumento PIC-12075 ubicada en la línea de succión del compresor de recirculación C-12002 (T). Realice ajustes sobre el control de temperatura TIC-12349 para incrementar la temperatura a la salida del calentador de cargaH-12001 y por ende a la entrada del reactor de guarda de sílice R-12003 A.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe realizar en paralelo las dos actividades descritas anteriormente, ya que al admitir carga líquida a la unidad las condiciones operacionales de temperatura y presión en el sistema tienden a disminuir en el momento de admitir la carga de nafta. 5.7.3.14.


y

Una vez que establecido el flujo de carga y la presión en la sección de reacción este estable, incremente la temperatura en el instrumento TIC-12349 hasta 250 ºC a razón de 20 ºC/h, instrumento ubicado a la entrada del reactor guarda de sílice R-12003 A.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques debe hacerle un seguimiento estricto al comportamiento de la presión y temperatura por que en la medida que incremente la temperatura y la carga de nafta a la sección de reacción la presión tenderá a disminuir producto del consumo de hidrógeno en el proceso de hidrodesulfuración de la nafta, en el proceso desaturación de diolefinas y en el reactor de guarda de sílice. 5.7.3.15.


y

5.7.3.16.


y

Una vez ajustada la temperatura a la entrada del reactor de guarda de sílice R-12003 A, inicie la dosificación de agua lavadora al ventilador EA-12001 a través de la válvula de control de flujo FV-12021 entre 2.1 y 4.1 m3/h. Mantenga un seguimiento estricto al flujo de nafta pasando por los instrumentos de flujo FV-12136 A-B, flujo de nafta a través delos pasos del horno H-12001 en la medida que se estén realizando ajustes para incrementar la temperatura en la sección de reacción.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones debe ajustar las variables operacionales de la sección de reacción a las condiciones de operación de cada uno de los reactores R-12001 A-B, R-12003 A y R-12002 a los siguientes valores de diseño a inicio de corrida.     

Reactor de saturación de diolefinas R-12001 A, temperatura a la entrada 180 ºC Reactor de saturación de diolefinas R-12001 B, temperatura a la entrada 198 ºC Reactor de guarda de sílice R-12003 A, temperatura a la entrada 250 ºC Reactor de hidrodesulfuración R-12002, temperatura a la entrada 290 ºC Presión del sistema de reacción monitoreado en el instrumento PIC-12075 ubicada en la succión del compresor de recirculación C-12002 (T) en 48 Kg/cm2 man.

5.7.3.17.


y

5.7.3.18.


y

Cuando el instrumento de nivel LV-12003 A-B ubicado en el tanque separador de alta D-12002 comience a detectar nivel en el equipo, abra la válvula de aislamiento de acción remota VAAR-12009. Si esta cerrada en ese momento, ya que esta válvula se mando a poner en posición abierta en la etapa de preparativos. Cuando el nivel en el tanque separador de nafta D-12002 alcance un valor de 60% por el instrumento de nivel LIC-12003 A-B, abra la válvula de control de nivel LV-12003 A-B (abrir una sola).

IMPORTANTE El personal de operaciones una vez que observe nivel en este tambor debe alinear cualquiera de las dos válvulas de control de nivel LV-12003 A-B, en este momento se estará integrando la sección de reacción con la sección de fraccionamiento de la unidad.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranque debe tener en operación la sección de fraccionamiento T-12001 y T-12002 antes de admitir carga a la unidad, tal como esta descrito en la sección puesta en servicio del sistema de fraccionamiento de nafta Punto No. 5.7.2.1.

IMPORTANTE El personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto a las variaciones de nivel en el primer separador de nafta D-12004, en la torre desbutanizadora T-12001 y en la torre separadora de nafta T-12002. Algunas de las actividades que hay que realizar en la sección de fraccionamiento una vez que la nafta de alimentación comience a llegar a esta sección están descritas en el procedimiento de arranque de la sección de fraccionamiento, otras instrucci ones ya estarán hechas debido a que esta sección para este momento estaba circulando.

Minatitlán-PQ. 5




5.7.3.19.


5.7.3.20.


Cuando el instrumento de nivel LIC-12027 ubicado en la torre separadora de nafta T-12002 comience a subir, cierre las válvulas de y 4”Ø sistema de recirculación de nafta desde la torre separadora de nafta al primer separador D-12004 y abra la válvula de nafta a producción ubicada en el límite de batería de la unidad HDNC a tanque fuera de especificación.

y

Comience a incrementar la temperatura en la torre desbutanizadora de nafta T-12001 con la finalidad de ir ajustando los valores de operación a inicio de corrida para este sistema de acuerdo al manual de operaciones. Comience a incrementar la temperatura en la torre separadora de nafta T-12002 con la finalidad de ir ajustando los valores de operación a inicio de corrida para este sistema de acuerdo al manual de operaciones.

5.7.3.21.

IMPORTANTE Estos hornos rehervidor/calentadores H-12002/H-12003 deben haber sido colocados en servicio durante el arranque de la sección de fraccionamiento de nafta, por lo menos los pilotos por lo tanto los ajustes que debe realizar el personal de operaciones serán para ir ajustando la temperatura y la presión de estos sistemas a las condiciones normales de operación.

5.7.3.22.


y

Verifique que las presiones en los separadores D-12005/D-12006/D12007 se mantengan estables en caso contrario, realice los ajustes correspondientes para mantener las presiones de operación de estos sistemas. Ver procedimiento de arranque de la sección de fraccionamiento.

IMPORTANTE La presión de estos separadores tenderán a subir producto de la nafta caliente proveniente de la sección de reacción por esta razón el personal de operaciones debe realizar ajustes con el gas combustible en los separadores D-12006/D-12007 y en las válvulas que desfogan al quemador de desfogue. Con respecto al segundo separador de nafta D-12005 se debe ajustar la presión con la válvula de control PV-12034 A al sistema de desfogue ácido.

IMPORTANTE Las bombas de reflujo P-12007/R, P-12003/R, P-12004/R serán colocadas en operación cuando el personal de operaciones de pruebas y arranque observe aumentos de nivel en los separadores D12005, D-12006 y D-12007 con lasistemas. finalidad de enviar esta nafta a las torres T-12001 y T-12002 y establecer la circulación de estos

Minatitlán-PQ. 5




5.7.3.23.


Una vez estabilizada la alimentación de nafta en la unidad y estable la sección de fraccionamiento de nafta y la salida de producto almacenaje con un de flujo de 3700 BPDS (50% de la capacidad de diseño de la y alimentación a la unidad), el personal de operaciones debe continuar realizando ajustes en las temperaturas y en el consumo de hidrógeno a la entrada de los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A-B, R-12003 A y R-12002 a las condiciones de operación.

IMPORTANTE Durante las maniobras de arranque se observarán cambios en las variables operacionales tales como: Presión del sistema, Consumo de hidrógeno, incrementos de temperatura en el lecho de los catalizadores de cada uno de los reactores en línea, variación del flujo de carga, variación en el nivel del tambor de carga D-12001, variación de los niveles en los separadores y torres de la sección de fraccionamiento T-12001/T-12002, Por lo tanto el personal de operaciones debe hacerle un seguimiento estricto a todas estas variables de la unidad con la finalidad de detectar a tiempo cualquier desviación en las variaciones del procesos y tomar las acciones correctivas pertinentesa cada caso, y de esta forma poder controlar de manera efectiva el procedimiento de arranque inicial de la unidad HDNC.

IMPORTANTE El personal de operaciones de pruebas y arranques tomará la decisión si la unidad se debe dejar operando por tres días continuos con nafta amarga primaria de arranque y luego hacer el cambio en el tipo de alimentación a la unidad.

IMPORTANTE La carga de nafta amarga primaria de arranque es un tipo de carga con bajo contenido de azufre razón por la cual la unidad no estará exigida operacionalmente para lograr las especificaciones del producto en cuanto al contenido de azufre en la nafta pesada/liviana a producción durante esta etapa del procedimiento de arranque de la unidad HDNC.

5.7.3.24.


y

Una vez transcurrido el periodo de corrida de la unidad hidrodesulfuradora con nafta amarga primaria de arranque, cambie el modo de alimentación por nafta craqueada de tanque o directo de la unidad de coquización.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE El personal de operaciones debe realizar este cambio de alimentación muy lentamente con la finalidad de evitar cambios bruscos en las condiciones operacionales de los reactores R-12001 A-B, R-12003 A y R-12002 de la sección de reacción. Durante el cambio de alimentación se observarán los siguientes cambios:  Mayor consumo de hidrógeno  Disminución en la presión del sistema de reacción.  Incremento en el diferencial de temperaturas de los reactores Estas variables son las que tiene el personal de operaci ones que controlar para que sus variaciones no sean tan bruscas.

IMPORTANTE Los reactores de saturación de diolefinas R-12001AB operarán con una relación de hidrógeno – hidrocarburo de 350 ft3 std de H2 puro por cada barril de carga, lo cual es equivalente a 58.3 Nm3/h de H2 puro por m3/h de carga de los que solo se consumirán 150 ft3 ≈ 25Nm3/h de H2 puro por m3/h de carga. El flujo de hidrógeno en estos reactor R-12001 A-B será ajustado por el FIC-12004 de acuerdo a la carga que tenga la unidad hidrodesulfuradora HDNC.

IMPORTANTE Los reactores de guarda de sílice R-12003 A-B operarán con una relación de hidrógeno – hidrocarburo de 2846 ft3 std de H2 puro por cada barril de carga, lo cual es equivalente a 475 Nm3/h de H2 puro por m3/h de carga de los que solo se consumirán 150 ft3 ≈ 25Nm3/h de H2 puro por m3/h de carga. El flujo de hidrógeno en estos reactores R-12003 A-B será ajustadoautomáticamente de acuerdo a la carga registrada por el instrumento de flujo FIC-12006.

IMPORTANTE El reactor hidrodesulfurador operará con una relación de hidrógeno – hidrocarburo de 3991 ft3 std de H2 puro por cada barril de carga, lo cual es equivalente a 665 Nm3/h de H2 puro por m3/h de carga de los que solo se consumirán 150 ft3 ≈ 25Nm3/h de H2 puro por m3/h de carga. El flujo de hidrógeno en el reactor R-12002 será ajustado por el FIC-12008 esclavo del control de temperatura del lecho del reactor TIC-12036 maestro. Una vez estabilizadas las condiciones operacionales de la unidad 5.7.3.25.

Operador dede Pruebas Arranques Campo

y

hidrodesulfuradora naftaliviana de coquización muestras de las naftas de producciónde(Nafta y pesada) tomar para que sean analizadas en el laboratorio.

Minatitlán-PQ. 5




IMPORTANTE Especificaciones de La Nafta Liviana - Producto

Especificaciones de La Nafta Pesada - Producto

TFE (ASTM D-86) : 95 ºC

TFE (ASTM D-86) : 101 ºC

Contenidototal: de azufre: 0.50 ppm Nitrógeno 0.50 ppm Número de bromo: 1 g Br/100 g Plomo: 20 ppb Contenido de agua: 0.10 ppm Arsénico: 0.10 ppb Cloruros: 0 ppm

Contenidototal: de azufre: 0.50 ppm Nitrógeno 0.50 ppm Número de bromo: 1 g Br/100 g Plomo: 20 ppb Contenido de agua: 5 ppm Arsénico: 0.10 ppb Cloruros: 1 ppm

5.7.3.26.


y

5.7.3.27.


y

5.7.3.28.


Si el resultado del análisis de laboratorio esta dentro de las especificaciones requeridas, el personal de operaciones debe solicitar el cambio a tanque bueno o producto dentro de las especificaciones requeridas. Incremente la carga de nafta craqueada del coque a la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización hasta 7400 BPDS.

Realice todos los ajustes operacionales para ajustar la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización a sus condiciones normales y de operación a inicio de corrida. Normalice todas aquellas arreglos construidas antes y durante la puesta en marcha de la unidad hidrodesulfuradora de nafta de coquización. (para alarmas y puntos de ajuste ver Anexo 8.2 y 8.3)

IMPORTANTE La unidad Hidrodesulfuradora de nafta de coquización ha quedado en operación con una carga de nafta craqueada de 7400 BPDS. El personal de operaciones evaluará de acuerdo al comportamiento de las condiciones operacionales de la unidad HDNC para coordinar y planificar la fecha en la cual se dará inicio a las pruebas de comportamiento.

Minatitlán-PQ. 5




6. DOCUMENTOS DE REFERENCIA 6.1. Manual de Operaciones de la unidad Hidrodesulfuradora de Nafta de Coquización 6.2. Diagramas de Flujo, P&ID P5ULEAA40-20-03 7. REGISTROS Y FORMATOS 8. Anexos 8.1. Curva de Presurización del sistema de reacción 8.2. Curvas de Activación de Catalizadores 8.3 Listado de Puntos de consignas/Parámetros Operacionales 8.4. Listado de Alarmas 8.5. Listado de comales /Juntas ciegas



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

ANEXO 8.1 P (kg/cm2man)

Curva de Presurización de los Reactores (Prueba hermeticidad)

7 2-5 h. (*) 48 kg/cm2man

6 5-10 kg/cm2/h 2-5 h. (*)

5

T (ºC) 4 - Presionamiento con H2 hasta 10 kg/cm2man, a una velocidad de 5 a 10 kg/cm2/h (línea de arranque). - Prueba de hermeticidad. Duración aproximada de 2 a 5 horas. - Posterior presionamiento con H2 hasta 12 kg/cm2man (línea de arranque).

4

3

5-10 kg/cm2/h 2-5 h. (*) - Aumentar la presión de 20 a 48 kg/cm2man, a una velocidad de 5-10 kg/cm2/h, realizando la prueba de hermeticidad aproximadamente en cada incremento de 10 kg/cm2 de presión. - Duración aproximada de cada verificación de hermeticidad: 2-5

5-10 kg/cm2/h 2-5 h. (*)

3 10 kg/cm2man (verificación hermeticidad)

2

5-10 kg/cm2/h 2-5 h. (*)

2

- Presionamiento con H2 hasta 20 kg/cm2man, a una velocidad de 5 a 10 kg/cm2/h. - Prueba de hermeticidad. Duración aproximada de 2 a 5 horas. - Poner en o eración el com resor C-12001

20 kg/cm2man (verificación hermeticidad)

1 12 kg/cm2man

5-10 kg/cm2/h

2-5 h. (*)

200 ºC

1 150 ºC

20ºC/h

5-10 kg/cm2/h 5

100 ºC

Calentamiento hasta 120-150ºC 38 ºC

N2

H2

2

4

6

8

1

1

1

1

1

(*) Representado para un período aproximado de 2 horas. - Previa prueba de vacío del sistema de reacción (200-250 mmHg abs), usando el eyector SJ-12001. Rotura de vacío con N2 (0.5 kg/cm2man). Repetir hasta tener un contenido de O2 en el sistema < NOTA: PRESIÓN REFERIDA AL TANQUE DE SUCCIÓN DEL COMPRESOR DE HIDRÓGENO DE RECIRCULACIÓN D-12003. LOS TIEMPOS INDICADOS EN CADA ETAPA SON APROXIMADOS Y DEBERÁN AJUSTARSE EN PLANTA.

2

22

Tiempo (h)

24

Minatitlán-PQ. 5




ANEXO Nº 8.2 Curvas de Activación de los Catalizadores

Minatitlán-PQ. 5




Minatitlán-PQ. 5




Minatitlán-PQ. 5




ANEXO 8.3 Listado de punt os de consi gna en el S CD

A continuación, se incluyen los puntos de consigna de cada controlador (flujo, presión, presión diferencial, temperatura y nivel) de la planta, de modo que el operador tenga la facilidad de consultar las condiciones de operación asociadas a cada controlador: Flujo Punto de ajuste (L: m3/h@T, V: Nm3/h) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (L: m3/h@T, V: Nm3/h)

Estado (L-V)

Notas

22

L

Disparo (FALL) = 14.85

Control de relación

Servicio INICIO DE CORRIDA

FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-06

FIC-12003

DESCARGA P-12001/R

49.5

49.5

60

UL-10-06

FIC-12004

HIDROGENO A E-12101

2974

2974

-

UL-10-07

FFIC-12006

RELACION H2/CARGA

537 Nm3/m3 std

460 Nm3/m3 std

564 Nm3/m3 std

1472

-

UL-10-09

FIC-12131A

NAFTA PESADA A R-12003A

20.7

16

-

9

L

UL-10-09

FIC-12131B

NAFTA PESASA A R-12003B

20.7

16

-

9

L

UL-10-10

FIC-12008B

HIDROGENO APAGADO A R-12002

11911

11290

-

5081

V

UL-10-10

FIC-12008A

NAFTA APAGADO A R12002

9.7

8.9

-

4

L

UL-10-11

FIC-12134

CARGA A H-12001

15361 Nm3/h (V) +1.62 m3/h (V)

31075 Nm3/h

-

6920 Nm3/h (V) + 0.7 m3/h (L)

IDC = L + V FDC = V

UL-10-11

FIC-12136

CARGA A H-12001

19201 kg/h +1.62 m3/h

31075 Nm3/h

-

6920 Nm3/h (V) + 0.7 m3/h (L)

IDC = L + V FDC = V

UL-10-13

FIC-12021

AGUA LAVADO L.B.

4.1

4.1

-

1.8

L

UL-10-14

FIC-12035

MIN. FLUJO P-12002/R

38.3

38.3

-

34.8

L

UL-10-14

FIC-12023

DESCARGA P-12002/R

92.7

85.7

-

-

L

UL-10-17

FIC-12024

REFLUJO A T-12001

9.7

9.4

11.8

2

L

UL-10-18

FIC-12044


3

3

12

2.7

L

Minatitlán-PQ. 5




UL-10-19

FIC-12028

CARGA A H-12002

166.5

153

Punto de ajuste (L: m3/h@T, V: Nm3/h) Nº DTI

Nº etiqueta

220

75



FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

L

Estado (L-V)

Notas

UL-10-19

FFIC-12029

SERPENTIN 1 A H-12002

0.5 que equivale a 83.25m3/h

0.5 que equivale a 76.5 m3/h

-

0.45

L


UL-10-19

FFIC-12031

SERPENTIN 2 A H-12002


0.5 que equivale a 76.5 m3/h

-

0.45

L


UL-10-20

FIC-12041

REFLUJO A T-12002

42.8

39.7

-

-

L

UL-10-21

FIC-12061


18

18

-

16.3

L

UL-10-21

FIC-12052

DESCARGA P-12026/R(t)

35.4

29

42.5

15

L

UL-10-22

FIC-12062


13.2

13.2

55

12

L

UL-10-23

FIC-12119

NAFTA A H-12003

74

72.3

89

33.4

L


-

0.45

L

Control de relación Control de relación

UL-10-23

FFIC-12120

NAFTA A H-12003

0.5 que equivale a 37m3/h

UL-10-23

FFIC-12122

NAFTA A H-12003

0.5 que equivale a 37m3/h


-

0.45

L

UL-10-25

FIC-12013

HIDROGENO DE REPOSICION

6555

6484

-

-

V

UL-10-25

FIC-12045

HIDROGENO DE C-12001

6555

6484

8577

2924

V

UL-10-27

FIC-12088


2.5

2.5

-

2.3

L

UL-10-27

FIC-12055

DESCARGA P-12020/R

13.8

13.6

15.2

6.2

L

UL-10-28

FIC-12074


5.8

5.8

14.6

5.3

L

UL-10-28

FIC-12051

DESCARGA P-12015/R

13.8

13.6

14.6

6

L

UL-10-30

FFIC-12056

VAPOR BP A E-12020

209 kg/m3 std

213 kg/m3 std

-

UL-10-31

FIC-12060

AMINA POBRE POR FILTROS

2.6

2.6

3.4

1

L

UL-10-31

FIC-12059

AMINA POBRE

10.6

10.5

14.6

6

L

3 94 kg/m std

Control de

V

relación

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

UL-10-32

FIC-12057

REFLUJO A T-12004

1.5

1.5

2

Punto de ajuste (L: m3/h@T, V: Nm3/h) Nº DTI

Nº etiqueta

1

L



FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

Estado (L-V)

UL-10-32

FIC-12173

HC DE D-12024

10.3

10.3

12.4

8.3

L

UL-10-34

FIC-12158


1.0

1.0

-

0.9

L

UL-10-41

FIC-12176

DESCARGA P-12024/R

2.6

2.6

-

2.4

L

Notas

Presión

Punto de ajuste (kg/cm2man) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (kg/cm2man)

Servicio

Notas INICIO DE CORRIDA

FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-05

PIC-12002

TANQUE DE CARGA D12001

2.3

2.3

3.5

1.0

UL-10-05

PIC-12005

RECIR. P-12001

82.9

82.9

83.5

-

UL-10-05

PIC-12006

RECIR. P-12001R(T)

82.9

82.9

83.5

-

UL-10-11

PIC-12019

GAS COMB. A H-12001

0.65

0.65

1.05

0.11

UL-10-13

PIC-12025

SEPARADOR FRIO D12011

49.0

48.0

51.0

47.0

UL-10-16

PIC-12034

SEPARADOR D-12005

9.5

9.5

10.0

9.0

UL-10-18

PIC-12046

ACUMULADOR D-12006

12.2

12.2

13.2

11.2

UL-10-18

PIC-12092

GAS AMARGO A L.B.

6.0

6.0

-

-

UL-10-19

PIC-12048

GAS COMB. A H-12002

0.5

0.5

1.05

0.11

UL-10-22

PIC-12059

ACUMULADOR D- 12007

1.5

1.5

2.0

1.0

UL-10-23

PIC-12055

GAS COMB. A H-12003

0.5

0.5

1.05

0.12

UL-10-25

PIC-12066

TANQUE D-12009

35.5

35.5

37.5

33.0

UL-10-25

PIC-12073

TANQUE D-12009

33.5

33.5

-

33.0

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

UL-10-26

PIC-12075

TANQUE D-12003

48.7

47.7

52.0

Punto de ajuste (kg/cm2man) Nº DTI

Nº etiqueta

43.0

Alarma (kg/cm2man)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-27

PIC-12172

DESCARGA P-12011/R

7.7

7.7

-

-

UL-10-27

PIC-12091

TANQUE D-12022

0.7

0.7

3.0

0.4

UL-10-32

PIC-12131


6.5

6.5

6.6

5.2

UL-10-32

PIC-12098

ACUMULADOR D-12024

0.9

0.9

1.4

0.5

UL-10-35

PIC-12175


7.8

7.8

7.9

-

UL-10-35

PIC-12136

TANQUE D-12017

0.6

0.6

1.0

0.3

UL-10-39

PIC-12722


7.6

7.6

7.7

-

UL-10-43

PIC-12367B

TANQUE D-12031

0.2

0.2

-

-

UL-10-45

PIC-12414

ACUMULADOR D-12041

0.7

0.7

-

0.4

UL-10-46

PT-12321

ACUMULADOR D-12034

-

-

-

-

UL-10-47

PT-12320

ACUMULADOR D-12040

-

-

-

-

Arranque Compresor = 6.5 kg/cm2man Paro Compresor = 8.0 kg/cm2man

UL-20-06

PIC-12143

RESPALDO DE AIRE PLANTA

6.4

6.4

-

5.5

-

UL-20-06

PIC-12144

Arranque

RESPALDO DE AIRE INST.

5.5

5.5

-

-

Compresor = 6.0 kg/cm2man Paro Compresor 2 = 7.5 kg/cm man

-

Presión diferencial

El único control de presión diferencial existente en la unidad se encuentra ubicado en la lógica del controlador lógico programable (PLC) del Compresor de Hidrógeno de Recirculación C-12002(T). El número de plano de vendedor donde se muestra el PLC es P5ULPBR11-0502-C-12002-0002. Los puntos de ajuste para inicio y final de corrida son los siguientes: IDC: 21.1 kg/cm2; FDC: 24.4 kg/cm2.

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Temperatura Punto de ajuste (ºC) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (ºC)

Servicio

Notas INICIO DE

FINAL DE

ALTO

BAJO

CORRIDA

CORRIDA

UL-10-06

TIC-12012A

EFLUENTE REACTOR DE EA-12009

175

175

180

170

-

UL-10-07

TIC-12012

NAFTA A R-12001A

180

200

205

-

TAHH = 215ºC

UL-10-07

TIC-12012B

REACTOR R-12001B

198

218

222

-

TAHH = 232ºC

UL-10-08

TIC-12012C

EFLUENTE REACTOR DE E12004 A/D

233-250

236-260

265

225

-

UL-10-09

TIC-12351

REACTOR R-12003A

280

290

295

275

TAHH = 305ºC

UL-10-09

TIC-12349

REACTOR R-12003B

280

290

295

275

TAHH = 305ºC

UL-10-09

TIC-12441

REACTOR R-12003A

280

290

295

-

TAHH = 305ºC

UL-10-09

TIC-12458

REACTOR R-12003B

280

290

295

-

TAHH = 305ºC

UL-10-10

TIC-12035

ENTRADA A R-12002

290

300

305

-

TAHH = 315ºC

UL-10-10

TIC-12370

2º LECHO R-12002

310

320

315

-

TAHH = 325ºC

UL-10-11

TDIC-12088

SALIDA PASOS H-12001

0

0

5

-

UL-10-13

TIC-12095

SALIDA EA-12001

55

55

-

-

UL-10-17

TIC-12107

PLATO SENSIBLE T-12001

87

87

89

85

UL-10-19

TIC-12139

SALIDA H-12002

369

269

274

264

UL-10-20

TIC-12144

PLATO SENSIBLE T-12002

107

107

109

105

UL-10-20

TIC-12141

NAFTA REHERVIDOR/CALENTADOR A T-12002

192

192

197

187

UL-10-21

TIC-12148

NAFTA PESADA A R-12002

55

55

60

50

UL-10-22

TIC-12152

SAILDA EA-12003

86

86

91

81

UL-10-24

49

SALIDA EA-12006

62

62

67

57

UL-10-29

TIC-12201A

SALIDA EA-12010

55

55

60

50

UL-10-32

TIC-12194

SALIDA EA-12021 A/D

43

43

48

38

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Punto de ajuste (ºC) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (ºC)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-34

TIC-12162

SALIDA EA-12007

90

90

100

80

UL-10-41

TIC-12205

SALIDA EA-12011

55

55

-

45

TALL = 40ºC

Nivel Punto de ajuste (%) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (%)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-05

LIC-12001

TANQUE CARGA

60

60

80

25

UL-10-05

LIC-12002

TANQUE CARGA (PIERNA)

50

50

80

25

UL-10-12

LIC-12003A

FONDO D-12002

60

60

80

25

UL-10-12

LIC-12003B

FONDO D-12002

60

60

80

25

UL-10-13

LIC-12004A

SEPARADOR D-12011

60

60

80

25

UL-10-13

LIC-12004B

SEPARADOR D-12011

60

60

80

25

UL-10-13

LIC-12005A

SEPARADOR D-12011 (PIERNA)

70

70

94

10

UL-10-13

LIC-12005B


70

70

94

10

UL-10-14

LIC-12019

SEPARADOR D-12004

60

60

80

25

UL-10-16

LIC-12020


-

-

80

25

UL-10-16

LIC-12021

SEPARADOR D-12005

60

60

80

25

UL-10-17 UL-10-18

LIC-12022 LIC-12023

FONDO T-12001 ACUMULADOR D-12006

60 60

60 60

80 80

25 25

UL-10-18

LIC-12024

ACUMULADOR D-12006 (PIERNA)

-

-

80

25

CONTROL ONOFF

CONTROL ONOFF

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Punto de ajuste (%) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (%)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-20

LIC-12027

FONDO T-12002

60

60

80

25

UL-10-22

LIC-12028

ACUMULADOR D-12007

60

60

80

25

UL-10-25

LIC-12012

TANQUE D-12009

-

-

75

40

CONTROL ONOFF

UL-10-26

LIC-12007

TANQUE D-12003

-

-

75

40

CONTROL ONOFF

UL-10-27

LIC-12029

60

60

UL-10-27

LIC-12037

TANQUE D-12022 (HC)

-

-

80

25

CONTROL ONOFF

UL-10-28

LIC-12006A

TORRE AMINA T-12003

60

60

80

25

LAHH = 90 % LALL = 13%

UL-10-28

LIC-12006B

TORRE AMINA T-12003

60

60

80

25

LAHH = 90 % LALL = 13%

UL-10-30

LIC-12031

TORRE REG. T-12004

60

60

80

25

UL-10-30

LIC-12030

SEPARADOR D-12023

60

60

80

25

UL-10-32

LIC-12032

ACUMULADOR D-12024 (AMINA)

60

60

80

25

UL-10-32

LIC-12038

ACUMULADOR D-12024 (HC)

-

-

UL-10-33

LIC-12035

TANQUE D-12033

-

-

80

25

UL-10-34

LIC-12186

TANQUE D-12026

60

60

80

25

UL-10-35

LIC-12041

TANQUE D-12017

60

60

80

25

UL-10-41

LIC-12177

TANQUE D-12025

48

48

87

9

TANQUE D-12022

(AMINA)

80

64

25

25

CONTROL ONOFF CONTROL ONOFF

CONTROL ONOFF UL-10-42

LI-12315

TANQUE D-12030

-

-

68

19

LAHH = 80%= ARRANQUE 68% PARO = 19% LALL = 6%

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Punto de ajuste (%) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (%)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-42

LI--12316

TANQUE D-12030

-

-

89

21

CONTROL ONOFF LAHH = 89% ARRANQUE = 75% PARO = 21% LALL = 7%

UL-10-43

LI-12357

TANQUE D-12031

-

-

89

27

CONTROL ONOFF ARRANQUE = 89% PARO = 27%

UL-10-44

LI-12052A

FOSA F-12002

-

-

-

-


UL-10-45

LIC-12396

ACUMULADOR D-12041

-

-

97

1

CONTROL ONOFF

UL-10-45

LI-12419A

ACUMULADOR D-12041

-

-

-

1

CONTROL OFF ONPARO = 1%

UL-20-11

LI-12531A

TANQUE D-12019

-

-

75

26


UL-20-12

LI-12500A

TANQUE D-12020

-

-

89

20


UL-20-13

LI-12520A

TANQUE D-12021

-

-

44

11


UL-20-13

LI-12501

TANQUE D-12021

-

-

72

20


Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Análizador

Nº DTI

Nº etiqueta

UL-10-34

AT-12152

Servicio

Alarma (ppm)

Punto de ajuste (ppm)

CONTENIDO DE HC EN CONDENSADO ACEITOSO A L.B.

50

Notas

ALTO

BAJO

40

-

CONTENIDO DE HC. UNA VEZ ALCANZADO EL PUNTO DE AJUSTE SE MOVERA LA VALVULA DE TRES VIAS AV-12

Calor (duty) Punto de ajuste (MMkcal/h) Nº DTI

Nº etiqueta

Alarma (MMkcal/h)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

UL-10-11

QIC-12002

CALOR A H-12001

2.58

2.58

3.24

1.08

UL-10-19

QIC-12022A

CALOR A H-12002

2.72

2.52

4.08

1.35

UL-10-23

QIC-12022B

CALOR A H-12003

1.85

1.80

2.79

0.93

Manuales Punto de ajuste (%) Nº DTI

UL-10-05

Nº etiqueta

HIC-12003

Alarma (%)

Servicio

TURBINA DE P-12001R(T)


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

3540 rpm

3540 rpm

-

-

-

UL-10-09

HIC-12021

HV-12021 FONDO R-12003A

100

100

-

-

VALVULA NORMALM ENTE ABIERTA

UL-10-09

HIC-12022

HV-12022 FONDO R-12003B

100

100

-

-


UL-10-09

HIC-12019

HV-12019 ENTRADA A R12003A

100

100

-

-


Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Punto de ajuste (%)

Alarma (%)

Nº DTI

Nº etiqueta

Servicio

Notas

UL-10-09

HIC-12020

HV-12020 ENTRADA A R12003B

100

100

-

-


UL-10-11

HIC-12001

DAMPER DE H-12001

80

80

-

-

VALOR A AJUSTAR EN CAMPO

UL-10-13

HIC-12003A

DESPRESURIZACION D12011

0

0

-

-

VALVULA NORMALM ENTE CERRADA

UL-10-17

HIC-12004


1740 rpm

1740 rpm

-

-

-

UL-10-19

HIC-12002

DAMPER DE H-12002

80

80

-

-


UL-10-20

HIC-12005


3540 rpm

3540 rpm

-

-

-

UL-10-21

HIC-12007


3577 rpm

3577 rpm

-

-

-

UL-10-23

HIC-12008

DAMPER DE H-12003

80

80

-

-


UL-10-31

HC-12060

AMINA POBRE POR FILTROS

20

20

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

ANEXO 8.4 Listado de alarmas y disparos de la unidad

A continuación se incluyen los listados de los transmisores de la unidad con las alarmas y disparos que se presentarán pantallas dellles Sistema Control Distribu ido. Estos listados se dividen C-12001, según lavariable del proceso queen selas mida. Para deta de los de transmisore s correspondientes al compresor veroc. D Nº. P5ULPBR11-0503-C-12001-0022.

Flujo ALTO FLUJO

BAJO FLUJO

Nº Etiqueta

Servicio

Caudal normal V: Nm3/h L: m3/h @ T

Alarma (FAH) V: Nm3/h L: m3/h @ T

Disparo (FAHH) V: Nm3/h L: m3/h @ T

Alarma (FAL) V: Nm3/h L: m3/h @ T

Disparo (FALL) V: Nm3/h L: m3/h @ T

FT-12001

NAFTA DE COQUIZACIÓN

50.1

-

-

-

-

FT-12002

NAFTA PESADA A ALMACENAMIENTO

56.5

58

-

35

-

FT-12042

NAFTA LIGERA A ISOMERIZADORA

2.6

-

-

-

-

FT-12043


6466

-

-

-

-

FT-12053

GAS AMARGO A U-31000

2190

-

-

-

-

FT12055A

HC´s RECUPERADOS A SLOPS

30.5

-

-

-

-

ALTO FLUJO

BAJO FLUJO

Nº Etiqueta

Servicio






FT-12118

LPG AMARGO A U-31000

1.27

-

-

-

-

FT12002A

NAFTA PESADA A U-500

56.5

68

-

-

-

FT-12023

NAFTA CARGA A T-12001

1.2

-

-

-

-

FT-12090


30953

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

FT-12003

DESCARGA DE P-12001/R

49.5

60

-

22

14.85

FT-12004

HIDROGENO A E-12101

2974

-

-

1472

-

2974

-

-

1472

980

FT-12005

HIDROGENO A E-12101

FT-12006


22512

27239

-

10130

-

FT-12007


22512

-

-

-

6750

FT12008B

HIDROGENO DE APAGADO

11911

-

-

5081

-

FT-12021/ FT-12014

AGUA DE LAVADO

4.1

-

-

1.8

-

FT12023A


92.7

-

-

-

-

FT-12024

REFLUJO A T-12001

8.49

11.8

-

2

-

FT-12119

NAFTA RECIRCULACION A

72.27

-

-

-

-

37.1

-

-

17

-

166.5

220

-

75

-

FT-12120

FT-12028

H-12003 NAFTA A SERPENTIN 1 DE H-12003 FONDOS DESBUTANIZADORA A H-12002

ALTO FLUJO

BAJO FLUJO

Nº Etiqueta

Servicio






FT-12029

CARGA A SERPENTIN 1 DE H-12002

83.25

-

-

37

PEND. POR IMP (FT-12030)

FT-12031

CARGA A SERPENTIN 2 DE H-12002

83.25

-

-

37

PEND. POR IMP (FT-12032)

FT-12122

NAFTA A SERPENTIN 2 DE H-12003

37.10

-

-

16.70

-

FT-12041

REFLUJO DE T-12002

42.8

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

FT12050A

HIDROGENO DE RECIRCULACION

30431

40200

-

13700

10644

FT-12045


6555

8577

-

2924

-

DESCARGA DE C-12001X

6555

8577

-

2924

-

FT12047A

FONDOS D-12009

6.81

8.3

-

-

-

FT-12054

HIDROGENO DE BAJA PUREZA

1305

1579

-

587

-

FT-12055


13.8

15.2

-

6.20

-

FT-12056

VAPOR DE BAJA A E-12020

2819 Kg/h

-

-

1250 Kg/h

-

FT-12058

GAS ACIDO A L.B.

296

355.2

-

118

-

FT-12059

DESVIO FILTRO AMINA

10.6

14.6

-

6

-

FT-12051

AMINA POBRE A T-12003

13.3

14.6

-

6

-

FT-12060

DEA A TV-12001

2.64

3.4

-

1

-

FT-12057


1.8

2

-

1

-

FT-12047

SALIDA DE C-12001 A E-12005

6466

7824

-

-

-

FT-12046

ALTO FLUJO

BAJO FLUJO

Nº Etiqueta

Servicio






FT12006A

HIDROGENO DE RECIRCULACION

14269

-

-

6421

-

FT12131A

NAFTA PESADA A R-12003A

20.7

-

-

9

-

FT12131B

NAFTA PESADA A R-12003B

20.7

-

-

9

-

FT12008A

NAFTA PESADA A R-12002

9.7

-

-

4

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

FT-12135/ CARGA A H-12001 FT12134 FT/FT12137

19201 kg/h (V) + 1.62 m3/h (L)

-

-

19201 kg/h (V)

8650 kg/h (V) + 0.7 m3/h (L)

-

CARGA A H-12001

+ (L) 1.62 m3/h

-

-

8650 kg/h (V) + 0.7 m3/h (L)

-

FT-12010

GAS COMBUSTIBLE A H-12001

290

-

-

-

-

FT-12123


304

-

-

-

-

FT-12128


202

-

-

-

-

FT-12011

GAS COMBUSTIBLE A H-12001/2/3

796

-

-

-

-

FT-12132

NAFTA DE D-12002 A E-12010

75,47 m3/h (L) + 1010 Kg/h (V)

-

-

-

-

FT-12133

NAFTA DE D-12011 A E-12010

16,57 m3/h (L) + 24,5 Kg/h (V)

-

-

-

-

FT-12050

HIDROGENO REPOSICION D-12002

30285

-

-

-

-

FT-12173

HIDROCARBUROS RECUP. DE P-12016/R

10.3

12.4

-

8.25

-

FT-12156

CONDENSADO ACEITOSO A L.B.

2.91

-

-

1

-

ALTO FLUJO

BAJO FLUJO

Nº Etiqueta

Servicio






FT-12067

AGUA AMARGA A TRATAMIENTO

5.7

12

-

-

-

107.68

-

-

48

-

6555

-

-

-

-

FT-12012 FT-12013

FONDOS T-12001 A E-12011A/B HIDROGENO DE REPOSICION



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

FT-12208

FT-12210

CONDENSADO LIMPIO DE P-12024 A L.B. AGUA ACEITOSA A TRATAMIENTO DE P-12035 A

14.8

-

-

-

-

11

-

-

-

-

L.B. FT-12366

HIDROCARBUROS DE P-12036 A SLOPS

10

-

-

-

-

FT-12373

SISTEMA CERRADO ENFRIAMIENTO COND. LIMPIO

14.8

18

-

7

-

FT-12539


10

13

-

5

-

FT-12541


81.6

99

-

37

-

FT-12500

CABEZAL SUMINISTRO AGUA ENFRIAMIENTO

856

-

-

-

-

CABEZAL RETORNO FT-12501

AGUA ENFRIAMIENTO

856

-

-

-

-

FT-12502

CABEZAL AGUA DE SERVICIOS

4

-

-

-

-

FT-12503

SUMINISTRO GAS COMBUSTIBLE

720 kg/h

-

-

-

-

FT-12504

SUMINISTRO NITROGENO

50

-

-

-

-

FT-12505

RESPALDO AIRE DE PLANTA

200

-

-

-

-

ALTO FLUJO Nº Etiqueta

FT-12506

Servicio RESPALDO AIRE DE INSTRUMENTOS

BAJO FLUJO






270

-

-

-

-

FT-12507

VAPOR DE MEDIA PRESION

24155 kg/h

-

-

-

-

FT-12508

VAPOR DE BAJA PRESION

3429 kg/h

-

-

-

-



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

FT-12509

CONDENSADO LIMPIO

24155 kg/h

-

-

-

-

FT-12525

DESFOGUE DE BAJA DE P-12012

5

-

-

-

-

20

-

-

-

-

FT-12499

DESFOGUE DE ALTA DE P-12013

FT-12516

SLOPS ACIDOS DE P-12014 A L.B.

10

-

-

-

-

FT-12013


6466

-

-

-

-

FT-12035

NAFTA DE CARGA DE P-12002 A E12011B

92.7

-

-

34.8

-

FT-12044

IMPULSION P-12003/R

9.7

-

-

2.7

-

FT-12061

NAFTA PESADA DE P-12005/R A EA12006

56.5

-

-

16.3

-

FT-12062

RECIRCULACION D-12007

45.6

-

-

12

-

FT-12088

RECIRCULACION DE P-12020 A D12022

13.8

-

-

2.3

-

FT-12158

CONDENSADO ACEITOSO DE P-12023/R

3

-

-

0.63

-

FT-12052

RECIRCULACION DE P-12026

35.4

42.5

-

15

-

FT-12074

RECIRCULACION DE P-12015

13.3

14.6

-

5.2

-

Servicio






15.5

-

-

-

-

6

-

-

-

-

ALTO FLUJO Nº Etiqueta FT-12176

RECIRCULACION DE

BAJO FLUJO

P-12024 FI-12831

CONDESADO PROCEDENTE DE TC-12002


Minatitlán-PQ. 5



FT-12522

DESFOGUE DE BAJA A QUEMADOR

Mínimo despreciable

-

-

-

-

FT-12497

DESFOGUE DE ALTA A QUEMADOR

326 Kg/h

-

-

-

-

-

-

-

-

-

FT-12512

DESFOGUE ACIDO A QUEMADOR

FI-12065

AMINA FRESCA 98% DE TANQUES A D-12033

0

-

-

-

-

FI-12093

INHIBIDOR DE CORROSION BASE AGUA

7.7 l/h

-

-

-

-

FI-12094

INHIBIDOR DE CORROSION BASE AGUA

5.6 l/h

-

-

-

-

FI-12095

INHIBIDOR DE CORROSION BASE HIDROCARBUROS

5,7 l/h

-

-

-

-

FI-12098


2 l/h

-

-

-

-

FI-12099


0.4 l/h

-

-

-

-

FI-12096

AGENTE ANTIESPUMANTE

4 l/h

-

-

-

-

FI-12100

AGENTE ANTIESPUMANTE

4.1 l/h

-

-

-

-

FI-12097

AGENTE ANTIPOLIMERIZANTE

2,9 l/h

-

-

-

-

FI-12063

CARBONATO DE SODIO

38

-

-

-

-

Presión ALTA PRESIÓN Nº etiqueta

Servicio

Presión normal (kg/cm2man)

Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

BAJA PRESIÓN Alarma Disparo (kg/cm2man) (kg/cm2man)

Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12001

NAFTA DE COQUIZACION

4.5

-

-

3

-

PI-12001A


4.5

-

-

-

-

PI-12510

NAFTA DE COQUIZACION A PF-12001A/B

4.5

-

-

-

-

PI-12511

NAFTA DE COQUIZACION DE PF-12001A/B

3.8

-

-

-

-

GAS COMBUSTIBLE A D12001

2.3

3.5

-

1

-

PI-12513

NAFTA DE P-12001

75.1

-

-

-

-

PI-12514

NAFTA DE P-12001R (T)

75.1

-

-

-

-

PT-12005

NAFTA DE P-12001 A PV12005

82.9

83.5

-

-

-

PT-12006

NAFTA DE P-12001R (T) A PV-12006

82.9

83.5

-

-

-

PI/PT-12011

NAFTA DE P-12001 A E12101

75.1

-

-

60

-

PI-12011B

NAFTA DE P-12001 A E12101

75.1

-

-

-

-

PT/PI-12012

ENTRADA A E-12101

67.4

-

-

-

-

PI-12313

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12002 A EA-12009A-D

50.4

-

-

-

-

PI-12002A/ PT-12002

ALTA PRESIÓN

Nº etiqueta

PI-12311A

Servicio

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12002 A EA-12009A/B

BAJA PRESIÓN


Alarma

Disparo

(kg/cm man)

(kg/cm man)

50.4

-

-

2

2

Alarma 2

Disparo 2

(kg/cm man) (kg/cm man) -

-

Minatitlán-PQ. 5




PI-12311B

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12002 A EA-12009C/D

50.4

-

-

-

-

PI-12311C

EFLUENTE DEL REACTOR DE EA-12009A/B A D-12002

50.4

-

-

-

-

PI-12311D

EFLUENTE DEL REACTOR DE EA-12009C/D A D-12002

50.4

-

-

-

-

PI-12312

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12004A/D A E-12002

50.8

-

-

-

-

PI-12314

NAFTA DE E-12002 A R-12001

66.2

-

-

-

-

PI-12011C

NAFTA DE REACTOR SATURACION A E-12101

64.5

-

-

-

-

PI-12521A

HIDROGENO DE RECIRCULACION DE E-12101 A E-12002

66.7

-

-

-

-

PI-12521B

NAFTA DE E-12101 A R12001

63.8

-

-

-

-

PI-12852A/B

NAFTA A PSV-12852A/B

66

-

-

-

-

PI-12851A/B

NAFTA A PSV-12851A/B

66

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT-12004C/ PI/PT12015A

NAFTA DE E-12002A/B A R12001A

66

-

-

-

-

PT-12015B/ PI12015B

NAFTA DE R-12001A A E12101

64.5

-

-

-

-

Alarma Disparo (kg/cm2man) (kg/cm2man)

Minatitlán-PQ. 5




PT-12016A/ PI12016A

NAFTA DE E-12101 A R12001B

63.8

-

-

-

-

PT-12004B /

EFLUENTE REACTOR DE R12001B A E-

66

-

-

-

-

PI/PT-12016B

12004A/D

PT-12014A/ PI12014B

EFLUENTE REACTOR DE R12001B A E12004A/D

62.3

-

-

-

-

PI-12853A/B/ C/D

EFLUENTE REACTOR DE R12001B A PSV-12853A/B/C/D

62.3

-

-

-

-

PI-12416D

EFLUENTE REACTOR DE R12001B A E-12004A/B

62.3

-

-

-

-

PI-12416H

EFLUENTE REACTOR DE R12001B A E-12004C/D

62.3

-

-

-

-

PI-12416C

EFLUENTE REACTOR DE E12004A/B A E-12002

50.8

-

-

-

-

PI-12416G

EFLUENTE REACTOR DE E12004C/D A E-12002

50.8

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12416B

EFLUENTE REACTOR DE E12004A/B A H12001

61.3

-

-

-

-

PI-12416E

EFLUENTE REACTOR DE E12004C/D A H12001

61.3

-

-

-

-

PI-12416A

EFLUENTE REACTOR DE R12002 A E-12004A/B

51.8

-

-

-

-

PI-12416E

EFLUENTE REACTOR DE R12002 A E-12004C/D

51.8

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12163A/ PT-12027A

NAFTA DE H-12001 A R-12003A

57.8

-

-

-

-

PT/PI-12164A/ PT-12043A

NAFTA DE H-12001 A R-12003B

57.8

-

-

-

-

PT-12043C

NAFTA DE H-12001 A R-12003A/B

57.8

-

-

-

-

PI-12856A/B/C

NAFTA DE H-12001 A PSV-12856A/B/C

57.8

-

-

-

-

PI-12857A/B/C

NAFTA DE H-12001 A PSV-12857A/B/C

57.8

-

-

-

-

54.8

-

-

-

-

54.8

-

-

-

-

NAFTA PESADA DE APAGADO A R-12003A

56.7

-

-

-

-

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT-12028A

NAFTA PESADA DE APAGADO A R-12003A

56.7

-

-

-

-

PT-12044A

NAFTA PESADA DE APAGADO A R-12003B

56.7

-

-

-

-

PT-12043B

NAFTA PESADA DE APAGADO A R-12003B

56.7

-

-

-

-

54.8

-

-

-

-

54.8

-

-

-

-

PT-12028B/ PT/PI-12163B

SALIDA FONDOS 12003A A R-12002

R-

PT-12044B/ PT/PI-12164B

SALIDA FONDOS 12003B A R-12003

R-

PT-12027B

ALTA PRESIÓN

PT/PI-12017A/ SALIDA FONDOS

R-

PT-12018A

12003A/B A R-12002

PI-12858

NAFTA DE CARGA A PSV12858

BAJA PRESIÓN Alarma Disparo (kg/cm2man) (kg/cm2man)

Minatitlán-PQ. 5




PI-12859A

NAFTA DE CARGA A PSV12859A

54.8

-

-

-

-

PI-12859B/C

NAFTA DE CARGA A PSV12859B/C

54.8

-

-

-

-

PT-PI-12017B/ PT12020B

NAFTA DE R-12002 A E12004A/D

51.8

-

-

-

-

PT-12020A

NAFTA PESADA DE APAGADO A R-12002

57.3

-

-

-

-

PT-12018B

NAFTA PESADA DE APAGADO A R-12003

54.8

-

-

-

-

PI-12525

CARGA DEL REACTOR A H12001

60

-

-

-

-

PI-12526

CARGA DEL REACTOR A H12001

60

-

-

-

-

PT/PI-12023A

CHIMENEA H-12001

-0.0777 inWC

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12023B

CHIMENEA H-12001

-0.0534 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12023F

PRESION HORNO H-12001

0.0 inWC

-

+0.8 inWC

-

-

PT-12023G

PRESION HORNO H-12001

0.0 inWC

+0.5 inWC

+0.8 inWC

- 0.5 inWC

-

PT-PI-12023C

PRESIONH-12001

0.0 inWC

-

-

-

-

PT-PI-12023D

PRESIONH-12001

-0.297 inWC

-

-

-

-

PT-12023E

PRESIONH-12001

-0.22 inWC

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12529

CARGA DE H-12001 A R12003A/B

57.8

-

-

-

-

PI-12530

CARGA DE H-12001 A R12003A/B

57.8

-

-

-

-

PI-12861A/B

CARGA DE H-12001 A PSV12861A/B

57.8

-

-

-

-

PT/PI-12021

GAS COMBUSTIBLE A H12001

0.7

-

0.8

-

0.56

PT/PI-12177


0.7

0.78

-

0.6

-

PI-12101


4.8

-

-

-

-

PI-12203


4.8

-

-

-

-

PI/PT-12019A


4.8

7

-

3

-

PI/PT-12019


0.65

1.05

-

0.11

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI/PT-12022


0.65

-

1.1

-

0.1

PI/PT-12024

NAFTA DE D-12002 A EA-12001

50.4

53

-

-

-

PI-12871A/B

NAFTA DE D-12002 A PSV-12871A/B

50.4

-

-

-

-

PI-12102

NAFTA DE D-12002 A EA-12001

50.4

-

-

-

-

PT/PI-12029

AGUA DE LAVADO DE L.B. A EA-12001

85

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12105D

NAFTA DE EA-12001 A E12012

49.7

-

-

-

-

PI-12105B

AGUA DE ENFRIAMIENTO (SUMINISTRO)

5.6

-

-

-

-

PI-12105A

AGUA DE ENFRIAMIENTO (RETORNO)

3.6

-

-

-

-

PI-12105C

NAFTA DE E-12012 A D12011

49

-

-

-

-

PT/PI-12025

DESFOGUE ACIDO DE D12011

49

51

-

47

-

PI-12873A/B

DESFOGUE ACIDO DE D12011 A PSV-12873A/B

49

-

-

-

-

PI-12532

DESFOGUE ACIDO DE D12011 A SJ-12001

-

-

-

-

-

-

-

-

PI-12533


19.7

A SJ-12001 ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12881A

GAS AMARGO DE D-12004 A PSV-12881A

10.2

-

-

-

-

PI-12883A/B

GAS AMARGO DE D-12004 A PSV-12883A/B

10.2

-

-

-

-

PI-12165

VENTEO NIVEL DE D-12004

10.2

-

-

-

-

10.2

-

-

-

-

5.6

-

-

-

-

PI-12104A

PI-12104C

GAS AMARGO DE D-12004 A E-12014 AGUA DE ENFRIAMIENTO (SUMINISTRO)


Minatitlán-PQ. 5




PI-12104B

PI-12104D

AGUA DE ENFRIAMIENTO (RETORNO) GAS AMARGO DE 12014 A D-12005

E-

3.6

-

-

-

-

9.5

-

-

-

-

PI-12557

NAFTA DE CARGA DE P12002 A E-12011B

16.8

-

-

-

-

PI-12558


16.8

-

-

-

-

PT/PI-12035


17.8

17.8

-

-

-

PI-12107C

NAFTA A E-12010

11

-

-

-

-

PI-12107A


10.2

-

-

-

-

11.5

-

-

-

-

PI-12107D

FONDOS TORRE DE E-12011 A T-12002

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12107E

NAFTA DE P-12002 A E12011A/B

14.6

-

-

-

-

12.2

-

-

-

-

-

-

-

-

PI-12107F

FONDOS TORRE DE E-12011A/B A E12010

PI-12107B

FONDOS TORRE DE E-12011A/B A E-12011


PI-12100

NAFTA DE E-12011A/B A T12001

13.8

-

-

-

-

PI-12100A

FONDOS TORRE T-12001 A E-12011/B

12.6

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




PI-12884A/B

NAFTA DE E-12011A/B A PSV-12884A/B

13.8

-

-

-

-

PI-12882A/B

DESFOGUE ACIDO DE D12005 A PSV12882A/B

9.5

-

-

-

-

PT/PI-12034

GAS AMARGO DE D-12005 A ENDULZAMIENTO

9.5

10

-

9

-

PI-12542

NAFTA DE P-12007 A T-12001

15.6

-

-

-

-

PI-12543

NAFTA DE P-12007R A T12001

15.6

-

-

-

-

PT/PI-12030

NAFTA DE P-12007/R A T12001

15.6

17

-

-

-

PI-12891A/B

HIDROCARBURO CABEZA T12001 A PSV-12891A/B

12.5

-

-

-

-

12.5

-

14

10.5

.

PT-12040

HIDROCARBURO CABEZA T12001 A E-12012A/B

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT-12081


12.5

13.5

-

11.25

-

PT/PI-12037

VENTEO NIVEL DE T-12001

12.5

14

-

-

-

PI-12544

FONDOS T-12001DE P12006 A H-12002

20.1

-

-

-

-

PI-12545

FONDOS T-12001DE P12006R A H-12002

20.1

-

-

-

-

PT/PI-12041

FONDOS T-12001DE P12006R A H-12002

20

20.3

-

17

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12109C


5.6

-

-

-

-

PI-12109A


3.6

-

-

-

-

PI-12109B


12.5

-

-

-

-

PI-12109D

HIDROCARBURO DE DE E12102A/B A D-12006

12.2

-

-

-

-

PT/PI-12052


18.5

19.5

-

17

-

PT/PI-12045

IMPULSION -12003/R

19.8

20.4

-

18

-

PT/PI-12054

LPG ALMACENAMIENTO DE L.B. A ASP. P-12003

12.4

-

-

-

-

PI-12548

NAFTA DE P-12003 A T12001

20.2

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12549

NAFTA DE P-12003R A T-12001

20.2

-

-

-

-

DESFOGUE ACIDO DE D12006 A PSV-12892A/B

12.2

-

-

-

-

PT/PI-12046

PRESION D-12006

12.2

13.2

-

11.2

-

PT/PI-12092


6

-

-

-

-

PI-12327

HIDROGENO DE BAJA PUREZA A PSV-12329B

6

-

-

-

-

PI-12892/ 12892B


Minatitlán-PQ. 5




PI-12330

HIDROGENO DE BAJA PUREZA A PSV-12329A

6

-

-

-

-

PI-12551

NAFTA A H-12002

16.85

-

-

-

-

PI-12552

NAFTA A H-12002

16.85

-

-

-

-

PT/PI-12051A

CHIMENEA H-12002

-0.1173 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12051B

CHIMENEA H-12002

-0.2467 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12051C

PRESION H-12002

0.0 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12051

PRESION H-12002

0.0 inWC

+0.5 inWC

+0.8 inWC

- 0.5 inWC

-

PT-12051F

PRESION H-12002

0.0 inWC

-

+0.8 inWC

-

-

PT/PI-12051D

PRESION H-12002

-0.2912 inWC

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12051E

PRESIONH-12002

-0.2235 inWC

-

-

-

-

PI-12555

NAFTA SALIDA H-12002

12.9

-

-

-

-

PI-12556


12.9

-

-

-

-

0.7

-

0.8

0.6

0.56

0.7

0.78

-

0.6

-

PT/PI-12049

GAS COMBUSTIBLE A H-


12002 PT/PI-12169


Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

PT/PI-12047


4.8

7

-

3

-

PT/PI-12048


0.46

1.05

-

0.11

-

PT-12050


0.46

-

1.1

-

0.1

DOMOS T-12002 A 12003

1.8

2.5

-

1

-

-

PT/PI-12056

EA-

PT/PI-12053

DOMOS T-12002 A EA-12003

1.8

3

PT/PI-12119

NAFTA RECIRCULACION DE H-12003 A T-12002

2.2

-

-

-

-

PT/PI-12122

PRESION T-12002

2.1

-

-

-

-

PI-12569

NAFTA DE P-12025 A RECIRCULACION

8.6

-

-

-

-

PI-12570

NAFTA DE P-12025R A RECIRCULACION

8.6

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

-

-

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12150

NAFTA DE P-12025/R A RECIRCULACION

8.6

10

-

6

-

PI-12560

NAFTA PESADA DE P12005 A EA-12006

9.2

-

-

-

-

PI-12561

NAFTA PESADA DE P12005R A EA-12006

9.2

-

-

-

-

PT-12057/ PI12057A

NAFTA PESADA DE P12005/R A EA-12006

8.9

10

-

-

-

PI-12118

NAFTA PESADA DE P-12026 A EA-12013A/B

58.5

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12057A


60.8

61

-

55

-

PT/PI-12038

NAFTA PESADA DE P12026 A A-12013A/B

63.2

-

-

-

50.8

PI-12560

NAFTA PESADA DE P12026 A EA-12013A/B

64.5

-

-

-

-

PI-12561A

NAFTA PESADA DE P12026R A EA-12013A/B

64.5

-

-

-

-

PI-12061B


5.6

-

-

-

-

PI-12061A


3.6

-

-

-

-

PI-12162B

DOMOS T-12002 A 12003

1.8

-

-

-

-

8.5

-

-

-

-

PI-12061D

EA-

NAFTA LIGERA DE 12008A/E A ISOMERIZADORA

E-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12562

NAFTA LIGERA DE P-12004 A E-12008A/E

9.31

-

-

-

-

PI-12563

NAFTA LIGERA DE P-12004R A E-12008A/E

9.31

-

-

-

-

PI-12061C

NAFTA LIGERA DE P12004/R A E-12008A/E

8.7

-

-

-

-

PT/PI-12058

RECIRCULACION D-12007

8.9

9

-

8.0

-

PI-12162A

DOMOS T-12002 DE EA-12003 A D-12007

1.5

-

-

-

-

PT/PI-12059

PRESION D-12007

1.5

2

-

1

-


Minatitlán-PQ. 5




PT-12165/ PI-12429A

NAFTA DE P-12025 A H-12003

5.7

-

-

-

-

PT-12166/ PI-12429

NAFTA DE P-12025 A H-12003

5.7

-

-

-

-

PT/PI-12062A

CHIMENEA H-12003

-0.0917 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12062B

CHIMENEA H-12003

-0.1042 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12062C

PRESIONH-12003

0.0 inWC

-

-

-

-

PT-12062F

PRESIONH-12003

0.0 inWC

-

+0.8 inWC

-

-

PT/PI-12062

PRESIONH-12003

0.0 inWC

+0.5 inWC

+0.8 inWC

- 0.5 inWC

-

PT/PI-12062D

PRESIONH-12003

-0.291 inWC

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12062E

PRESIONH-12003

-0.2166 inWC

-

-

-

-

PT/PI-12167

NAFTA SALIDA H-12003 A T12002

2.2

-

-

-

-

NAFTA SALIDA H-12003 A T-12002

2.2

-

-

-

-

PT/PI-12063


0.7

-

0.8

-

0.56

PT/PI-12170


0.7

0.78

-

0.6

-

PT/PI-12068


4.8

7

-

3

-

PT/PI-12065


0.45

1.05

-

0.12

-

PT/PI-12168


Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12067


0.45

-

1.1

-

0.11

PI-12070A

NAFTA PESADA DE P12005 A EA-12006A/B

7.93

-

-

-

-

PI-12070B

NAFTA PESADA DE EA-12006A/B A E-12007A/C

8.2

-

-

-

-

PT/PI-12014

NAFTA PESADA A U-500

5.7

-

-

5

-

PI-12077C

NAFTA PESADA A E-12007A/C

6.5

-

-

-

-

PI-12077B


5.6

-

-

-

-

PI-12077A


3.6

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12013

NAFTA PESADA DE E-12007A/C A ALMACENAMIENTO

4.7

-

-

4

-

PI-12077D


5.05

-

-

-

-

PT/PI-12064

HIDROGENO DE REPOSICION A D-12009

35

-

-

-

-

PT/PI-12066

HIDROGENO DE REPOSICION A D-12009

33.5

37.5

-

33

-

PI-12931XA/B

DESFOGUE DE D-12009 A SV-12931XA/B

33.5

-

-

-

-

PI-12566

NITROGENO A C-12001

9.6

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12355

H2 DE C-12001 A E-12005

34.2

-

-

-

-

PI-12356


3.6

-

-

-

-

PI-12357


5.6

-

-

-

-

PI-12358

SALIDA DE E-12005

33.5

-

-

-

-

PT/PI-12071

HIDROGENO SALIDA C12001

72

75

-

68

-

PI-12932A/B

HIDROGENO SALIDA C12001 A PSV-12932XA/B

72

-

-

-

-

PT/PI-12072

DESCARGA DE C-12001

72

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12945A/B

DESFOGUE DE D-12003 A PSV-12945A/B

48.6

-

-

-

-

PI-12946A

DESFOGUE DE D-12003 A PSV-12946A

48.6

-

-

-

-

PT/PI-12075

HIDROGENO DE BAJA PUREZA A CABEZAL GAS AMARGO

47.4

52

-

43

-

PI-12568

NITROGENO A C-12002

9.6

-

-

-

-

PI/PT-12653B

HIDROGENO DE D-12003 A C-12002

48.6

-

-

39

-

72.3

-

-

-

-

PI/PT-12653

HIDROGENO DE C-12002 A REPOSICION Y RECIRCULACION


Minatitlán-PQ. 5




PI-12942A/B


0.7

-

-

-

-

PI-12941A

DESFOGUE DE -12022 A PSV-12941A

0.7

-

-

-

-

PI/PT-12091

DESFOGUE ACIDO D-12022

0.7

3.0

-

0.4

-

PT-12171

DESFOGUE ACIDO D-12022

0.7

-

2.8

-

-

PI/PT-12088

RECIRCULACION DE P-12020 A D-12022

5.7

8.9

-

5.1

-

PI-12571

AMINA RICA DE P-12020 A E12019

5.8

-

-

-

-

PI-12572

AMINA RICA DE P-12020R A E-12019

5.8

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN Presión

BAJA PRESIÓN

Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

7.7

-

-

-

-

HIDROCARBUROS DE P12011 A SLOPS

7.7

-

-

-

-

PT/PI-12172

HIDROCARBUROS DE P12011/R A SLOPS

7.65

-

-

-

-

PT/PI-12087

HIDROCARBUROS DE P12011/R A E-12029

5.5

-

-

-

-

PT/PI-12086


5

-

-

-

-

3.6

-

-

-

-

5.6

-

-

-

-

Nº etiqueta

Servicio

normal (kg/cm2man)

PI-12594

HIDROCARBUROS DE P12011R A SLOPS

PI-12595

PI-12359

AGUA DE ENFRIAMIENTO


(RETORNO) PI-12360


Minatitlán-PQ. 5




PI-12361


5

-

-

-

-

PI-12573

AMINA POBRE DE P-12015R A T-12003

56

-

-

-

-

PI-12574

AMINA POBRE DE P-12015 A T-12003

56

-

-

-

-

PT/PI-12095

AMINA POBRE DE P12015/R A T-12003

55.7

-

-

-

-

53.7

53.7

-

48.3

-

48.7

-

-

-

-

PT/PI-12074

PI-12943A/B

AMINA POBRE DE 12015/R A RECIRC.

P-

AMINA RICA A PSV-12943A/B

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12082

GAS RECIRCULACION DE T12003 A D-12003

48.7

-

-

-

-

PI-12083A

PRESION T-12003

48.7

-

-

-

-

PI-12083B

PRESION T-12003

49

-

-

-

-

2.8

-

-

2

-

PT/PI-12128

AMINA RICA DE 1219A/B A T-12004

E-


PI-12031

AMINA DE T-12004 A E-12019A/B

1.3

-

-

-

-

PI-12108A

AMINA REGENERADA DE E12019A/B A P-12021

0.8

-

-

-

-

PI-12108B

AMINA RICA DE P-12020 A E-1219A/B

5.5

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




PI-12576

AMINA REGENERADA DE P12021R A EA-12010

6.7

-

-

-

-

PI-12577

AMINA REGENERADA DE P12021 A EA-12010

6.7

-

-

-

-

PT/PI-12093

AMINA REGENERADA DE P12021/R A EA-12010

6.7

-

-

-

-

PI-12182

AMINA REGENERADA DE P12021 A EA-12010

4.97

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12183

AMINA REGENERADA DE EA-12010 A TV-12001

4.3

-

-

-

-

PI-12961A/B

GAS ACIDO A PSV12961A/B

1.1

-

-

-

-

PI-12097A

DOMOS DE T-12004 A EA12008

1.1

-

-

-

-

PT/PI-12133

DOMOS DE T-12004 A EA12008

1.1

2

-

-

-

PI-12097B

NIVEL DE T-12004

1.3

-

-

-

-

PI-12113

AMINA DE EA-12008 A E12021A/B

1.1

-

-

-

-

PI-12580

NIVEL DE D-12023

2.8

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12592

NITROGENO DE L.B. A PCV12117

9.6

-

-

-

-

PI-12581

NITROGENO DE PCV-12117 A TV-12001

0.01

-

-

-

-

PI-12125A

AMINA POBRE DE PF-12002

4.3

-

-

-

-

PI-12125B


3.6

-

-

-

-

PI-12126A


3.6

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12126B


2.9

-

-

-

-

PI-12127A


2.9

-

-

-

-

PI-12127B


2.2

-

-

-

-

PI-12963


2.2

-

-

-

-

PI-12964


3.6

-

-

-

-

PI-12965

AMINA POBRE DE PF-12002A

3.6

-

-

-

-

3.6

-

-

-

-

1.1

-

-

-

-

PI-12965A

AMINA POBRE DE


PF-12002B PI-12114A

AMINA DE EA-12008 A E12021A/B

Minatitlán-PQ. 5




PI-12114B


3.6

-

-

-

-

PI-12114C


5.6

-

-

-

-

PT/PI-12130

AMINA DE E-12021A/D A D12024

0.9

1.5

-

-

-

PT/PI-12131

AGUA AMARGA DE 12019/R

P-

4.9

4.9

-

4.0

-

PI-12578

AGUA AMARGA DE 12019

P-

5.5

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12579

AGUA AMARGA DE P12019R

5.5

-

-

-

-

PI-12423

HIDROCARBUROS RECUP. DE P-12016

7.7

-

-

-

-

PI-12424

HIDROCARBUROS RECUP. DE P-12016R

7.7

-

-

-

-

PT/PI-12173


6.65

8.7

-

6.8

-

PT/PI-12098


0.9

1.4

-

0.5

-

PI-12099

DESFOGUE ACIDO DE D12024 A L.B.

0.74

-

-

-

-

PI-12962A/B

DESFOGUE ACIDO DE D12024 A PSV12962A/B

0.9

-

-

-

-

PI-12425

NITROGENO DE L.B. A PCV12026

9.6

-

-

-

-

PI-12582

NITROGENO DE PCV-12026 A D-12033

0.02

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12575

AMINA POBRE DE 12022

PI-12971

P-

3.4

-

-

-

-

AMINA POBRE DE P12022 A PSV-12971

3.4

-

-

-

-

PI-12134A

PRESION PF-12005

2.7

-

-

-

-

PI-12134B

PRESION PF-12005

3.4

-

-

-

-

PI-12426

VAPOR DE MEDIA PRESION A SJ-12002

19.7

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12161A

CONDENSADO DE BAJA A E-12007

0.7

-

-

-

-

PI-12161B

CONDENSADO DE EA-12007 A D-12026

0.1

-

-

-

-

PI-12174

PRESION D-12026

0.1

-

-

-

-

PI-12174B

CONDENSADO ACEITOSO DE P-12023

7.7

-

-

-

-

PI-12174C

CONDENSADO ACEITOSO DE P-12023R

7.7

-

-

-

-

PT/PI-12158

CONDENSADO ACEITOSO DE P-12023/R

7.7

-

-

7

-

PT/PI-12153


6.87

-

-

-

-

PI-12493


3.6

-

-

-

-

PI-12494

CONDENSADO ACEITOSO A E-12028

6.5

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12495

CONDENSADO ACEITOSO A D.D.

0.1

-

-

-

-

PI-12496


5.6

-

-

-

-

0.6

-

-

-

-

0.6

-

-

-

-

PI-12091

PI-12992A/B

DESFOGUE DE D-12017 A PSV-12991


ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12136


0.6

1

-

0.3

-

6.9

-

-

-

-

PI-12590

AGUA AMARGA DE P-12010


PI-12591

AGUA AMARGA DE P-12010R

6.9

-

-

-

-

PT/PI-12175

AGUA AMARGA DE P-12010/R

6.8

6.8

-

-

-

PT/PI-12138


4.5

-

-

-

-

PI-12723

CARBONATO SODICO DE P12031RX

5.7

-

-

-

-

PI-12724

CARBONATO SODICO DE P12031X

5.7

-

-

-

-

5.7

7.7

-

-

-

3.5

-

-

-

-

PT-12722

CARBONATO SODICO DE P12031X/RX

PI-12178A

VAPOR DE TURBINAS A EA12011

Minatitlán-PQ. 5




PI-12178B


2.5

-

-

-

-

PI-12178C

CONDENSADO DE P-12024

8.5

-

-

-

-

PI-12178D

CONDENSADO DE P-12024R

8.5

-

-

-

-

PT/PI-12176

CONDENSADO DE P-12024/R

8.5

-

-

-

-

PT/PI-12207

CONDENSADO DE P-12024/R

6

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12334

DESFOGUE TANQUE CONDENSADO LIMPIO

2.5

-

-

-

-

PI-12354A

HIDROCARBUROS RECUP. DE P-12028

7

-

-

-

-

PI-12354B

HIDROCARBUROS RECUP. DE P-12028R

7

-

-

-

-

PT/PI-12209


7

-

-

-

-

PI-12354C

AGUA ACEITOSA DE P-12035

7.71

-

-

-

-

PI-12354D

AGUA ACEITOSA DE P-12035R

7.71

-

-

-

-

PT/PI-12208

AGUA ACEITOSA DE P-12035/R

7.71

-

-

-

-

PI-12367A

HIDROCARBUROS DE P12036

7.4

-

-

-

-

PI-12367C

HIDROCARBUROS DE P12036R

7.4

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12365


7.4

-

-

-

-

PT/PI-12367B

PRESION DE D-12031

0.1

-

-

-

-

PT/PI-12372

CONDENSADO LIMPIO A E12027

6

-

-

6.5

-

PT/PI-12537

CONDENSADO LIMPIO A E12027

2.2

-

-

-

-

PI-12421B

CONDENSADO DE SIST. ENFRIAMIENTO A E-12027

2.2

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12421D

CONDENSADO DE E-12027 A D-12041

1.5

-

-

-

-

PI-12421A


3.6

-

-

-

-

PI-12421C


5.6

-

-

-

-

PI/PT-12538

RESPALDO AGUA ENFRIAMIENTO

5.6

-

-

2.5

-

PI-12422A

AGUA ENFRIAMIENTO DE P12037

5.6

-

-

-

-

PI-12422B

AGUA ENFRIAMIENTO DE P12037R

5.6

-

-

-

-

PI/PT-12540

AGUA ENFRIAMIENTO DE P12037/R

5.6

-

-

2.5

-

PI/PT-12414

PRESION ACUMULADOR COND. LIMPIO D-12041

0.7

-

-

0.4

-


Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12500


5.6

-

-

2

-

PT/PI-12501


3.6

-

-

2.5

-

PT/PI-12502

AGUA DE SERVICIOS

6

-

-

-

-


5.8

6.5

-

5.3

-


9.6

-

-

-

-

PI-12503/ PI-12503A PI-12504

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

CABEZAL AIRE DE PLANTA

8

-

-

-

-

CABEZAL AIRE DE INSTRUMENTOS

7.5

-

-

-

-

PT/PI-12143

AIRE DE PLANTA

7

-

-

-

-

PT/PI-12144

AIRE DE INSTRUMENTOS

7

-

-

-

-


19.7

-

-

17.7

-


3.3

3.5

-

2.5

-

PT/PI-12160


19.7

-

-

-

-

PT/PI-12192


3.3

-

-

-

-

Nº etiqueta


PI-12505/ PI-12505A PI-12506/ PI-12506A

PI-12507/ PI-12507A PI-12508/ PI-12508A

Minatitlán-PQ. 5




PT/PI-12509

CONDENSADO

-

-

-

-

PI-12032


4.8

-

-

-

-

PI-12033


4.8

-

-

-

-

PI-12190

GAS COMBUSTIBLE A CABEZAL DESFOGUE DE BAJA

4.8

-

-

-

-

PI-12191

GAS COMBUSTIBLE A CABEZAL DESFOGUE DE ALTA

4.8

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio

PI-12042

GAS COMBUSTIBLE A CABEZAL FUEGO

BAJA PRESIÓN


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

4.8

-

-

-

-


DESFOGUE ACIDO

PI-12039

GAS COMBUSTIBLE A CABEZAL FLUJO INVERSO DESFOGUE ACIDO

4.8

-

-

-

-

PT/PI-12527

TANQUE DESFOGUE BAJA PRESION

0.1

-

-

-

-

PI-12534A

DESFOGUE DE BAJA DE P12012R A P-12203

7

-

-

-

-

PI-12534B

DESFOGUE DE BAJA DE P12012 A P-12203

7

-

-

-

-

PT/PI-12523

DESFOGUE DE BAJA DE P12012/R A P-12203

7

-

-

-

-

PT/PI-12498

TANQUE DESFOGUE ALTA PRESION

0.1

1.5

-

-

-

PT/PI-12497

DESFOGUE ALTA PRESION A QUEMADOR

0.1

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




PI-12489

DESFOGUE DE ALTA DE P12013R A L.B.

7

-

-

-

-

PI-12488

DESFOGUE DE ALTA DE P12013 A L.B.

7

-

-

-

-

PT/PI-12142

DESFOGUE DE ALTA DE P12013/R A .B.

7

-

-

-

-

PT/PI-12512


0.1

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT/PI-12519

TANQUE DESFOGUE ACIDO

0.1

1.5

-

-

-

PI-12487

HIDROCARBURO DE DESFOGUE DE P12014

7

-

-

-

-

PI-12517

HIDROCARBURO DE DESFOGUE DE P12014R

7

-

-

-

-

PI-12490

AGUA AMARGA DE DESFOGUE DE P-12041

5.5

-

-

-

-

PI-12491

AGUA AMARGA DE DESFOGUE DE P-12041R

5.5

-

-

-

-

7

-

-

-

-

4.8

-

-

-

-

7

-

-

-

-

PT/PI-12515

SLOPS ACIDOS DE 12014/R A L.B.

PI-12121

TANQUE GAS COMBUSTIBLE 12032

PT-12321

TANQUE DE AIRE DE INSTRUMENTOS

P-

D-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12323

TANQUE DE AIRE DE INSTRUMENTOS

7

-

-

-

-

PT-12320

TANQUE DE AIRE DE PLANTA

7

-

-

-

-

PI-12322

TANQUE DE AIRE DE PLANTA

7

-

-

-

-

PI-12193

GAS COMBUSTIBLE A QUEMADOR 1 DE H12001

1

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12194

GAS COMBUSTIBLE A QUEMADOR 2 DE H-12001

1

-

-

-

-

PI-12195


1

-

-

-

-

PI-12196


1

-

-

-

-

PI-12197


1

-

-

-

-

PI-12198


1

-

-

-

-

PI-12199


1

-

-

-

-

PI-12200


1

-

-

-

-

PI-12201


1

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PI-12202


1

-

-

-

-

PSH-12374

BOMBA DE CARGA P-12001

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12375

BOMBA DE CARGA P-12001

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12376

BOMBA DE CARGA P12001R

-

0.5

0.5

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PSH-12377

BOMBA DE CARGA P12001R

-

0.5

0.5

-

-

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12402

BOMBA DE DESFOGUE DE BAJA PRESIÓN P-12012


PSH-12403

BOMBA DE DESFOGUE DE BAJA PRESIÓN P-12012R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12404

BOMBA DE DESFOGUE DE ALTA PRESIÓN P-12013

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12405

BOMBA DE DESFOGUE DE ALTA PRESIÓN P-12013R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12406

BOMBA DE DESFOGUE ÁCIDO P-12014

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12407

BOMBA DE DESFOGUE ÁCIDO P-12014R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12347

BOMBA DE CONDENSADO ACEITOSO P-12023

-

0.5

0.5

-

-

Minatitlán-PQ. 5




PSH-12348

BOMBA DE CONDENSADO ACEITOSO P-12023R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12343

BOMBA DE AMINA REGENERADA P-12021

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12344

BOMBA DE AMINA REGENERADA P-12021R

-

0.5

0.5

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PSH-12386

BOMBA DE CARGA A DESBUTANIZADORA P12002

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12387

BOMBA DE CARGA A DESBUTANIZADORA P12002R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12337

BOMBA DE REFLUJO A SEPARADORA DE NAFTAS P-12004

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12338

BOMBA DE REFLUJO A SEPARADORA DE NAFTAS P-12004R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12382

BOMBA DE NAFTA PESADA PRODUCTO P-12005

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12383

BOMBA DE NAFTA PESADA PRODUCTO P-12005R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12378

BOMBA DEL REHERVIDOR/CALENTADOR DE LA DESBUTANIZADORA P-12006

-

0.5

0.5

-

-

-

0.5

0.5

-

-


BOMBA DEL PSH-12379

REHERVIDOR/CALENTADOR DE LA DESBUTANIZADORA P-12006R

Minatitlán-PQ. 5




PSH-12380

PSH-12381

BOMBA DEL REHERVIDOR/CALENTADOR DE LA SEPARADORA DE NAFTAS P-12025 BOMBA DEL REHERVIDOR/CALENTADOR DE LA SEPARADORA DE NAFTAS P-12025R

-

0.5

0.5

-

-

-

0.5

0.5

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PSH-12345

BOMBA DE REFLUJO DE LA REGENERADORA DE AMINA P-12019

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12346

BOMBA DE REFLUJO DE LA REGENERADORA DE AMINA P-12019R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12339

BOMBA DE AMINA RICA P12020

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12340

BOMBA DE AMINA RICA P12020R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12390

BOMBA DE HIDROCARBUROS RECUPERADOS P-12016

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12391

BOMBA DE HIDROCARBUROS RECUPERADOS P-12016R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12335

BOMBA DE REFLUJO DE LA DESBUTANIZADORA P12003

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12336

BOMBA DE REFLUJO DE LA DESBUTANIZADORA P12003R

-

0.5

0.5

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PSH-12349

BOMBA DE AGUAS AMARGAS P-12010

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12350

BOMBA DE AGUAS AMARGAS P-12010R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12351

BOMBA DE CARBONATO DE SODIO P-12031

-

0.5

0.5

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PSH-12352

BOMBA DE CARBONATO DE SODIO P-12031/R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12388

BOMBA DE HIDROCARBUROS A SLOP P-12011

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12389

BOMBA DEA SLOP HIDROCARBUROS P-12011R

-

0.5

0.5

-

-

PSH-12393

BOMBA DE HIDROCARBUROS RECUPERADOS P-12028

-

1.5

1.5

-

-

PSH-12394

BOMBA DE HIDROCARBUROS RECUPERADOS P-12028R

-

1.5

1.5

-

-

PSH-12395

BOMBA DE AGUA ACEITOSA A TRATAMIENTO DE AGUAS P-12035

-

1.5

1.5

-

-

-

1.5

1.5

-

-

-

1.5

1.5

-

-

PSH-12397

BOMBA DE AGUA ACEITOSA A TRATAMIENTO DE AGUAS


P-12035R

PSH-12398

BOMBA DE HIDROCARBUROS DE VACIADO A SLOP P-12036

Minatitlán-PQ. 5




PSH-12399

PSL-12400

BOMBA DE HIDROCARBUROS DE VACIADO A SLOP P-12036R

BOMBA DE DRENAJE

-

1.5

1.5

-

-

-

-

-

7.1

7.1

-

-

-

7.1

7.1

QUÍMICO P-12038 PSL-12401

BOMBA DE DRENAJE QUÍMICO P-12038R

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PSH-12392

BOMBA DE LA FOSA DE AMINA P-12022

-

1.5

1.5

-

-

PSH-12341

BOMBA DE AMINA POBRE P12015

-

0.7

0.7

-

-

PSH-12342

BOMBA DE AMINA POBRE P12015R

-

0.7

0.7

-

-

PSH-12384

BOMBA DE NAFTA PESADA DE APAGADO P-12026

-

0.7

0.7

-

-

PSH-12385

BOMBA DE NAFTA PESADA DE APAGADO P-12026R

-

0.7

0.7

-

-

PI-12204

DRENAJE QUIMICO A TRATAMIENTO DE EFLUENTES

6.5

-

-

-

-

PI-12205

DRENAJE QUIMICO A TRATAMIENTO DE EFLUENTES

6.5

-

-

-

-

PT-12440

AIRE DE RESPIRACIÓN

4

-

-

-

-

PT-12441


4

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




PT-12442


4

-

-

-

-

PT-12443


4

-

-

-

-

PT-12444


4

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PT-12445


4

-

-

-

-

PT-12446


4

-

-

-

-

PI-12363


4

-

-

-

-

PI-12855


5.6

-

-

-

-

PI-12419


3.6

-

-

-

-

PI-12409


5.6

-

-

-

-

PI-12410


3.6

-

-

-

-

PI-12411


5.6

-

-

-

-

PI-12415


3.6

-

-

-

-


Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

PI-12368

RECIPIENTE DE MUESTREO

0.1

-

-

-

-

PI-12369


0.1

-

-

-

-

PI-12370


0.1

-

-

-

-

ALTA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (kg/cm2man)

Disparo (kg/cm2man)

PI-12420


5.6

-

-

-

-

PI-12431


3.6

-

-

-

-

PI-12432

AGUA(SUMINISTRO) DE ENFRIAMIENTO

5.6

-

-

-

-

PI-12437


3.6

-

-

-

-

PI-12438


5.6

-

-

-

-

PI-12439


3.6

-

-

-

-

PI-12720

CONDENSADO LIMPIO

8.5

-

-

-

-

PI-12721

CONDENSADO LIMPIO

8.5

-

-

-

-

PI-12833C

VAPOR DE MEDIA PRESIÓN

19.7

-

-

-

-




Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

HIDROGENO DE RECIRCULACIÓN

PT-12090

47.6

-

-

-

-

Presión diferencial

Nº Etiqueta

Servicio

LADO ALTA

LADO BAJA



ALTA PRESION DIF

BAJA PRESION DIF

Alarma (PDAH) (kg/cm2)

Disparo (PDAHH) (kg/cm2)

Alarma (PDAL) (kg/cm2)

Disparo (PADLL) (kg/cm2)

PDT-12003

PRESION DIFERENCIAL PF-12001

4.5

3.8

0.7

-

-

-

PDT-12083

PRESION DIFERENCIAL T-12003

49

48.7

0.4

-

-

-

1.3

1.1

0.4

-

-

-

PDT-12097

PRESION DIFERENCIAL T-12004

PDT-12125


4.3

3.6

0.7

-

-

-

PDT-12126


3.6

2.9

0.7

-

-

-

PDT-12127


2.9

2.2

0.7

-

-

-

PDT-12134


3.4

2.7

0.7

-

-

-

PDT-12120


5.5

4.8

0.7

-

-

-

Temperatura

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

ALTA TEMPERATURA Nº etiqueta

Servicio

TI-12001


BAJA TEMPERATURA

Temperatura normal (ºC)

Alarma (TAH) (ºC)

Disparo (TAHH) (ºC)

Alarma (TAL) (ºC)

Disparo (TALL) (ºC)

38

-

-

-

-

TI-12003

HIDROGENO DE RECIRCULACION DE E-12101 A E-12002

87.5

-

-

-

-

TI-12011

NAFTA DE REACTOR SATURACION A E-12101

234

-

-

-

-

TI-12011B

NAFTA DE E-12101 A R12001

200

-

-

195

-

TI-12011C

HIDROGENO DE RECIRCULACION DE C-12002 A E-12101

42

-

-

-

-

TI-12011D

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12002 A EA-12009A-D

216

-

-

-

-

TI-12311A

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12002 A EA-12009A/B

216

-

-

-

-

TI-12311B

EFLUENTE DEL REACTOR DE E-12002 A EA-12009C/D

175

-

-

-

-

TI-12311C

EFLUENTE DEL REACTOR DE EA12009A/B A D-12002

175

-

-

-

-

TI-12311D

EFLUENTE DEL REACTOR DE EA12009C/D A D-12002

175

-

-

-

-

TT-12012A

EFLUENTE DEL REACTOR DE EA12009A/D A D-12002

175

180

-

170

-

TI-12313

REACTOR DE E-12002 A EA-12009A-D

216

-

-

-

-

TI-12312

EFLUENTE DEL REACTOR DE E12004A/D A E-12002

248

258

-

-

-

EFLUENTE DEL

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


Servicio

TI-12314

NAFTA DE E-12002 A R-12001

BAJA TEMPERATURA


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


200

205

-

175

-

TI-12012D

NAFTA DE E-12101 A R-12001B

200

-

-

-

-

TT/TI-12012

NAFTA DE E-12002 A R-12001

200

205

215

-

-

TI-12415

TEMPERATURA LECHO REACTOR R-12001B

217

222

232

-

-

TI-12415A

TEMPERATURA CABEZA REACTOR R-12001A

200

205

215

-

-

TI-12397

TEMPERATURA LECHO REACTOR R-12001B

217.5

223

233

-

-

TI-12025

EFLUENTE REACTOR DE R-12001B A E-12004A/D

236

241

-

211

-

218

223

233

-

-

218

223

233

-

-

TE/TI-1239012395

217

222

232

-

-

CONTROL TE/TI-12398- TEMPERATURA LECHO 12413 REACTOR R-12001B

217

222

232

-

-

TE/TI-1247512478

217

222

232

-

-

193

198

-

174

-

TE/TI-1201312024

CONTROL TEMPERATURA LECHO REACTOR R-12001A TE/TI-1237612389

TI-12028A

EFLUENTE REACTOR DE R-12001B A E-12004A/D


Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


BAJA TEMPERATURA Alarma (TAL) (ºC)


Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

TI-12416A

EFLUENTE REACTOR DE E-12004A/B A H-12001

260

-

-

-

-

TI-12416C

EFLUENTE REACTOR DE E-12004C/D A H-12001

260

-

-

-

-

TI-12416

EFLUENTE REACTOR DE E-12004A/D A H-12001

260

265

-

225

-

TT-TI12012C

EFLUENTE REACTOR DE E-12004A/D A H-12001

260

265

-

225

-

TI-12417

EFLUENTE REACTOR DE R-12002 A E-12004A/D

310

330

-

300

-

TI-12416B

EFLUENTE REACTOR DE E-12004A/B A E-12002

248

-

-

-

-

TI-12416D

EFLUENTE REACTOR DE E-12004C/D A E-12002

248

-

-

-

-

EFLUENTE REACTOR TI-12418

DE E-12004A/D E-12002A

248

258

-

234

-

TT/TI-12350

NAFTA DE H-12001 A R-12003A/B

260

265

-

245

-

TT-12439A

NAFTA DE H-12001 A R-12003A

260

-

270

-

-

TT-12439B

NAFTA DE H-12001 A R-12003B

260

-

270

-

-

TEMPERATURA CABEZA R-12003A

290

-

330

-

-

CONTROL TEMPERATURA LECHO CABEZA R-12003A

290

295

305

-

-

290

295

305

-

-

TE-TT12327A -12332A TE-TI1231712332 TE-TI-

CONTROL

12317A12326A

TEMPERATURA LECHO CABEZA R-12003A

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12355A

TEMPERATURA CABEZA R-12003A

260

265

275

-

-

TI-12353

TEMPERATURA ZONA MEDIA R-12003A

260

265

275

-

-

TE-TT12327C12332C

TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003A

320

-

330

-

-

TE-TI12323B12332B

CONTROL TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003A

290

295

305

-

-

TE-TI1244212457

CONTROL TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003A

290

295

305

-

-

TI-12355B

TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003A

320

325

335

-

-

SALIDA FONDOS

320

325

335

-

-

TT-TI12440A

R-12003A A R-12002

TE-TT12343A12348A

TEMPERATURA CABEZA R-12003B

290

-

330

-

-

TE-TT1233312348

CONTROL TEMPERATURA LECHO CABEZA R12003B

290

295

305

-

-

TE-TT12333A12342A

CONTROL TEMPERATURA LECHO CABEZA R-12003B

290

295

305

-

-

TI-12358A

TEMPERATURA CABEZA R-12003B

260

265

275

-

-

TI-12356

TEMPERATURA ZONA MEDIA R-12003B

260

265

275

-

-

TE-TT12333B12338B

TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003B

320

-

330

-

-

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TE-TI12339B12348B

CONTROL TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003B

290

295

305

-

-

TE-TI1245912474

CONTROL TEMPERATURA LECHO FONDO R-12003B

290

295

305

-

-

TI-12358

TEMPERATURA LECHO R-12003B

320

325

335

-

-

TT-TI12440B

SALIDA FONDOS R-12003B A R-12002

320

325

335

-

-

TI-12359

SALIDA FONDOS R-12003A/B A R12002

320

-

-

-

-

TT-TI-12371


320

-

330

-

-

TT-TI-12035


320

325

-

-

-

TI-12370B

TEMPERATURA CABEZA REACTOR R-12002

300

305

315

-

-

TE-TI12039A12054A


315

320

330

-

-

TE-TI1248112482


315

320

330

-

-

TE-TT1248312488


315

-

340

-

-

TI-12364


300

305

315

-

-

TE-TT-

TEMPERATURA FONDO

12491B12496B

REACTOR R-12002

310

-

330

-

-

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TE-TI12039B/C12054B/C

TEMPERATURA FONDO REACTOR R-12002

310

315

325

-

-

TE-TI1248912490


310

315

325

-

-

TI-12370A


320

325

335

-

-

TI-12075

CARGA DEL REACTOR A H-12001

260

-

-

-

-

TI-12076

CARGA DEL REACTOR A H-12001

260

-

-

-

-

TT-12019A


47

-

-

-

-

TI-12080

CHIMENEA H-12001

325

358

-

-

-

TI-12082

CHIMENEA H-12001

325

358

393

-

-

TI-12079

TEMPERATURA H-12001

668.3

735

802

-

-

TI-12081 A/B

TEMPERATURA H-12001

246

271

-

-

-

TI-12083 A/B

TEMPERATURA H-12001

296

326

-

-

-

TI-12084 A/B

TEMPERATURA H-12001

337

371

-

-

-

TT-12087

CARGA DE H-12001 A R-12003A/B

260

265

-

245

-

TT -12088

CARGA DE H-12001 A R-12003A/B

260

265

-

245

-

175

-

-

170

-

TI-12092

NAFTA DE D-12002 A EA12001

TI-12360

NAFTA DE EA-12001 A E-12012

55

-

-

-

-

TI-12361


55

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


Servicio

TT-12095


BAJA TEMPERATURA


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


55

-

-

-

-

TI-12105A


55

-

-

-

-

TI-12096

AGUA DE LAVADO DE L.B. A EA-12001

110

-

-

-

-

TI-12105B


32

-

-

-

-

TT-TI-12094


42

-

-

-

-

TI-12093


43

48

-

-

-

TI-12374

GAS AMARGO DE D-12004 A E-12014

160

165

-

-

-

TI-12375B

GAS AMARGO DE E-12014 A D-12005

43

-

-

-

-

32

-

-

-

-

-

-

-

-

TI-12104B


TI-12104A


TT/TI12375A


42

-

-

-

-

TI-12179

NAFTA A E-12010

152

-

-

-

-

TI-12072


160

-

-

-

-

160

-

-

-

-

TI-12098

NAFTA DE P-12002 A E12011A/B

TI-12100

NAFTA DE E-12011A/B A T-12001

220

-

-

-

-

TI-12100A

FONDOS TORRE T-12001 A E-12011/B

259

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


Servicio

TI-12010

FONDOS TORRE T-12001

BAJA TEMPERATURA


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


259

-

-

254

-

TI-12099


206

-

-

-

-

TI-12103


206

-

-

-

-

TI-12180

FONDOS TORRE DE E-12011 A T-12002

198

-

-

-

-

TI-12101

CARGA A TORRE T-12001

43

-

-

-

-

TI-12106

HIDROCARBURO CABEZA T-12001 A E-12012A/B

84

89

-

-

-

TT-TI-12107

CONTROL TEMPERATURA DOMOS T-12001

84

89

-

79

-

TI-12010

FONDOS DE T-12001 A P-12006

259

-

-

-

-

TI-12074


39

-

-

-

-

TI-12118

LPG ALMACENAMIENTO DE L.B. A ASP. P-12003

39

-

-

-

-

TI-12078

HIDROCARBURO CABEZA T-12001 A E-12012A/B

83.5

-

-

-

-

TI-12117

HIDROCARBURO DE DE E-12102A/B A D-12006

39

49

-

29

-

TI-12027


32

-

-

-

-

TT/TI-12116


42

-

-

-

-

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12119


47.2

-

-

-

-

TT-12029


47

-

-

-

-

TI-12123

NAFTA A H-12002

259

-

-

-

-

TI-12124

NAFTA A H-12002

259

-

-

-

-

TI-12128

CHIMENEA H-12002

284

312

-

-

-

TI-12130

CHIMENEA H-12002

284

312

-

-

-

TI-12127

TEMPERATURA H-12002

733.3

807

880

-

-

TI-12129 A/B

TEMPERATURA H-12002

262

288

-

-

-

TI-12131 A/B

TEMPERATURA H-12002

289

318

-

-

-

TI-12132

TEMPERATURA

299

329

-

-

-

A/B

H-12002

TI-12135


269

274

-

264

-

TI-12136


269

274

-

264

-


269

274

-

264

-

TI-12145

NAFTA A T-12002

198

-

-

-

-

TT/TI-12141

NAFTA RECIRCULACION DE H-12003 A T12002

192

197

-

187

-

TI-12142

FONDOS T-12002 A P-12025

182

-

-

-

-

182

-

-

-

-

182

-

-

-

-

TT/TI-12139

TI-12147 TI-12149A

FONDOS T-12002 A H-12003 NAFTA DE P-12025 A RECIRCULACION

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12146

TEMPERATURA T-12002

182

-

-

-

-

TT/TI-12144

TEMPERATURA CABEZA T-12002

100

105

-

95

-

TI-12143

DOMOS T-12002 A EA-12003

100

-

-

-

-

TI-12120


182

-

-

-

-

TT-12148

NAFTA PESADA DE EA-12013A/B A R12002

55

60

-

50

-

TI-12061


32

-

-

-

-

TT/TI-12153


42

-

-

-

-

TI-12155

NAFTA LIGERA DE P-12004 A E-12008A/E

86

-

-

-

-

TI-12154

NAFTA LIGERA DE E-12008A/E A ISOMERIZADORA

38

-

-

28

-

TT-12152

DOMOS T-12002 DE EA-12003 A D-12007

86

91

-

81

-

TI-12149B


47

-

-

-

-

TI-12137A

NAFTA DE P-12025 A H-12003

182

-

-

-

-

TI-12137B

NAFTA DE P-12025 A H-12003

182

-

-

-

-

TI-12150A

CHIMENEA H-12003

214

235

-

-

-

TI-12151A

CHIMENEA H-12003 TEMPERATURA H-12003

214

235

257

-

-

188

207

-

-

-

TI-12139A/B

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12140A/B

TEMP. H-12003

221

243

-

-

-

TI-12141A/B

TEMP. H-12003

235

259

-

-

-

TI-12121

TEMP. H-12003

648.8

714

779

-

-

TI-12145A


192

197

-

187

-

TI-12145B

NAFTA SALIDA H12003 A T-12002

192

197

-

187

-

TI-12070A

NAFTA PESADA DE P-12005 A EA12006A/B

182

-

-

-

-

TT-12149


62

67

-

57

-

TI-12070B


62

-

-

-

-

TI-12314A

NAFTA PESADA U-500 A

62

72

-

-

-

TI-12004

NAFTA PESADA A E-12007A/C

62

-

-

-

-

TI-12077B


32

-

-

-

-

TT/TI-12006


42

-

-

-

-

TI-12077A


-

-

-

-

TI-12017


38

43

-

-

-

TI-12157

HIDROGENOADE REPOSICION D12009

38

-

-

-

-

TI-12160

SALIDA DE E-12005

38

43

-

-

-

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12357

H2 DE C-12001 A E12005

122

-

-

-

-

TI-12354


42

-

-

-

-

TI-12359

CARGA AL REACTOR R-12002

320

-

-

-

-

TI-12163


38

-

-

-

-

TT-12168


56

-

140

-

-

VB DE TURBINA COMPRESION A E-12025X

148

-

-

-

-

TT-12170

HIDROGENO DE C-12002 A REPOSICION Y RECIRCULACION

112

140

-

-

-

TI-12066A


55

60

-

-

-

TI-12363

HIDROCARBUROS DE P-12011/R A E-12029

132.5

-

-

-

-

TI-12365


42

-

-

-

-

TI-12366


32

-

-

-

-

TI-12206

FONDOS TORRE T-12003

55

-

-

-

-

TI-12166

GAS RECIRCULACION DE T-12003 A D-12003

56

-

-

-

-

TI-12187

AMINA RICA DE P-12020 A E-1219A/B

55

-

-

-

-

TI-12196

AMINA RICA DE E-1219A/B A T-12004

92

-

-

-

-

125

135

-

110

-

TE-12171A

TI-12188

AMINA DE T-12004 A E-12019A/B

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12203

AMINA REGENERADA DE E-12019A/B A P-12021

89

-

-

-

-

TI-12184

AMINA REGENERADA DE P-12021 A EA-12010

89

-

-

-

-

TI-12479


55

-

-

-

-

TI-12480


55

-

-

-

-

TT-12201A


55

65

-

45

-

TI-12181

TEMPERATURA TORRE REGENERADORA DE AMINA

119

-

-

-

-

TI-12190

AMINA DE T-12004 A E-12020

126

-

-

-

-

TI-12192

AMINA DE P-12019/R A T-12004

43

48

-

-

-

TI-12191

AMINA DE E-12020 A T-12004

126

131

-

121

-

TI-12189

DOMOS DE T-12004 A EA-12008

119

124

-

114

-

TI-12113A

DOMOS DE T-12004 A EA-12008

119

-

-

-

-

TI-12113B

AMINA DE EA-12008 A E-12021A/B

60

-

-

-

-

TI-12040

AMINA POBRE DE TV-12001

55

-

-

-

-

TI-12200

AMINA POBRE DE TV-12001 A P12015

55

60

-

-

-

TI-12114B


32

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TT/TI-12193


42

-

-

-

-

TI-12114A

AMINA DE EA-12008 A E-12021A/B

60

-

-

-

-

TT/TI-12194

AMINA DE E-12021A/D A D-12024

43

48

-

38

-

TE-12058

DESFOGUE ACIDO DE D-12024 A L.B.

43

-

-

-

-

TI-12197

AMINA DE E-12021A/D A D-12024

43

-

-

-

-

TI-12161

CONDENSADO DE BAJA A E-12007

115

-

-

-

-

TT-12162


90

100

-

80

-

TI-12156


90

-

-

-

-

TI-12514


32

-

-

-

-

TI-12510


42

-

-

-

-

TI-12511

CONDENSADO ACEITOSO A E-12028

90

-

-

-

-

TI-12513

CONDENSADO ACEITOSO A D.D.

60

70

-

-

-

TI-12198


43

-

-

-

-

TI-12178

VAPOR DE TURBINAS A EA-12011

269

-

-

-

-

TT-12205

CONDENSADO DE EA-12011 A D12025

55

65

-

40

-

TI-12208

CONDENSADO LIMPIO A L.B.

55

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12368

TEMPERATURA TANQUE ACUMULADOR VACIADO EQUIPOS

260

-

-

-

-

TI-12421C


32

-

-

-

-

TT/TI12421A


42

-

-

-

-

TI-12539

RESPALDO AGUA DE ENFRIAMIENTO (SUMINISTRO)

32

-

-

-

-

TI-12431

CONDENSADO LIMPIO A E-12027

55

-

-

-

-

TI-12421B

CONDENSADO DE SIST. ENFRIAMIENTO A E-12027

55

-

-

-

-

TI-12421D

CONDENSADO DE E-12027 A D-12041

45

-

-

-

-

TI-12500


32

-

-

-

-

TI-12501


42

-

-

-

-

TI-12502

AGUA DE SERVICIOS

33

-

-

-

-

TI-12503


47

-

-

-

-

TI-12504


38

-

-

-

-

TE-12505

CABEZAL AIRE DE PLANTA

40

-

-

-

-

TE-12506

CABEZAL AIRE DE INSTRUMENTOS

40

-

-

-

-

TI-12507


335

-

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


Servicio

TI-12508


BAJA TEMPERATURA


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


148

-

-

-

-

TT-12158


335

-

-

-

-

TT-12199


148

-

-

-

-

-

-

-

-

TI-12509

CONDENSADO

TI-12528

TANQUE DESFOGUE BAJA PRESION

32

-

-

-

-

TI-12524

DESFOGUE DE BAJA DE P-12012 A P-12203

100

-

-

-

-

TI-12497

DESFOGUE ALTA PRESION A QUEMADOR

32

-

-

-

-

32

-

-

-

-

150

-

-

-

-

TI-12498

TI-12499

TANQUE DESFOGUE ALTA PRESION DESFOGUE ALTA PRESION DE P-12013 A L.B.

TI-12512


32

-

-

-

-

TI-12519

TANQUE DESFOGUE ACIDO

32

-

-

-

-

TI-12516

DESFOGUE ACIDO DE P-12014 A L.B.

100

120

-

-

-

TI-12030

AGUA ACEITOSA DE P-12035/R A TRATAMIENTO DE AGUAS

60

-

-

-

-

TI-12315

TANQUE AIRE DE PLANTA

40

-

-

-

-

TI-12316

TANQUE AIRE DE INSTRUMENTOS

40

-

-

-

-

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TE-12503


47

-

-

-

-

TE-12504


38

-

-

-

-

TI-12424

RETORNO DE CONDENSADO LIMPIO

55

-

-

-

-

TI-12425


55

-

-

-

-

TI-12426


55

-

-

-

-

TI-12427


55

-

-

-

-

TI-12429


55

-

-

-

-

TI-12422


42

-

-

-

-

TI-12855


32

-

-

-

-

TI-12831B


42

-

-

-

-

TI-12831C


42

-

-

-

-

TI-12414


42

-

-

-

-

TI-12419


32

-

-

-

-

TI-12396


32

-

-

-

-

TI-12432


45

-

-

-

-

ALTA TEMPERATURA

BAJA TEMPERATURA

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº etiqueta

Servicio


Alarma (TAH) (ºC)


Alarma (TAL) (ºC)


TI-12433


45

-

-

-

-

TI-12434


45

-

-

-

-

TI-12420


32

-

-

-

-

TI-12430


42

-

-

-

-

TI-12372


32

-

-

-

-

TI-12509


42

-

-

-

-

TI-12373


32

-

-

-

-

TI-12521


42

-

-

-

-

TI-12831A

CONDENSADO LIMPIO

52

-

-

-

-

Nivel Nivel normal (%) Nº etiqueta

Alarma de nivel (%)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

LIC-12001

TANQUE CARGA

60

60

80

25

LIC-12002

TANQUE CARGA (PIERNA)

50

50

80

25

LIC-12003A

FONDO D-12002

60

60

80

25

LIC-12003B

FONDO D-12002

60

60

80

25

LIC-12004A

SEPARADOR D-12011

60

60

80

25

Minatitlán-PQ. 5




LIC-12004B

SEPARADOR D-12011

60

60

80

25

LIC-12005A


70

70

94

10

LIC-12005B


70

70

94

10

LIC-12019

SEPARADOR D-12004

60

60

80

25

LIC-12020


-

-

80

25

LIC-12021

SEPARADOR D-12005

60

60

80

25

LIC-12022

FONDO T-12001

60

60

80

25

LIC-12023

ACUMULADOR D-12006

60

60

80

25

LIC-12024

ACUMULADOR D-12006 (PIERNA)

-

-

80

25

LIC-12027

FONDO T-12002

60

60

80

25

LIC-12028

ACUMULADOR D-12007

60

60

80

25

LIC-12012

TANQUE D-12009

-

-

75

40

CONTROL ON-OFF

LIC-12007

TANQUE D-12003

-

-

75

40

CONTROL ON-OFF

LIC-12029

TANQUE D-12022 (AMINA)

60

60

80

25

LIC-12037

TANQUE D-12022 (HC)

-

-

80

25

CONTROL ON-OFF

LIC-12006A

TORRE AMINA T-12003

60

60

80

25

LAHH = 90 % LALL = 13%

Nivel normal (%) Nº etiqueta

CONTROL ON-OFF

CONTROL ON-OFF

Alarma de nivel (%)

Servicio


FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

LIC-12006B

TORRE AMINA T-12003

60

60

80

25

LIC-12031

TORRE REG. T-12004

60

60

80

25

LIC-12030

SEPARADOR D-12023

60

60

80

25

LIC-12032

ACUMULADOR D-12024 (AMINA)

60

60

80

25

LIC-12038

ACUMULADOR D-12024 (HC)

-

-

64

25

LAHH = 90 % LALL = 13%

CONTROL ON-OFF

Minatitlán-PQ. 5




LIC-12035

TANQUE D-12033

-

-

80

25

LIC-12186

TANQUE D-12026

60

60

80

25

LIC-12041

TANQUE D-12017

60

60

80

25

LIC-12177

TANQUE D-12025

48

48

87

9

LI-12315

TANQUE D-12030

-

-

80

6

CONTROL ON-OFF ARRANQUE = 68% PARO = 19%

LI--12316

TANQUE D-12030

-

-

89

7


LI-12357

TANQUE D-12031

-

-

94.5

13.7


LI-12052A

FOSA F-12002

-

-

-

-


LIC-12396

ACUMULADOR D12041

-

-

97

1

CONTROL ON-OFF

LI-12419A

ACUMULADOR D-12041

-

-

-

1

CONTROL PARO =ON-OFF 1%

LI-12531A

TANQUE D-12019

-

-

75

26


Nº etiqueta

Servicio

Nivel normal (%)

Alarma de nivel (%)

INICIO DE CORRIDA

FINAL DE CORRIDA

ALTO

BAJO

CONTROL ON-OFF

Notas

LI-12500A

TANQUE D-12020

-

-

89

20


LI-12520A

TANQUE D-12021

-

-

44

11


LI-12501

TANQUE D-12021

-

-

72

20

CONTROL ON-OFF

Nota

ARRANQUE = 72% PARO = 20%

Minatitlán-PQ. 5




Las alarmas demuy alto nivel y de muy bajo nivel correspond ientes a acciones de disparo en el ESD se muestran en valor absoluto en cada uno delos Diagramas de Tuberías e Instrumentos de la Unidad.

Análizadores VALOR ALTO

VALOR BAJO

Nº Etiqueta

Servicio

Alarma

Disparo

Alarma

Disparo

AT-12001

CONTENIDO DE AZUFRE TOTAL EN NAFTA DE L.B. (COQUIZACIÓN)

-

-

-

-

AT-12004

CONTENIDO DE AZUFRE TOTAL EN 0.5 ppm peso NAFTA PESADA A L.B.

-

-

-

AT-12014

CONTENIDO DE H2S EN NAFTA LIGERA A PLANTA ISOMERIZADORA

0.008 ppm

-

-

-

AT-12012

CONTENIDO DE H2 EN DESCARGA DE C-12002 (T)

-

-

96.5% mol

-

-

0.09 ppm peso

-

AE-12013-1 AT-12013

CONTENIDO DE HUMEDAD EN NAFTA PESADA A PLANTA 4.9 ppm peso REFORMADORA

AE-12013-2 AT-12013

CONTENIDO DE HUMEDAD EN NAFTA LIGERA A PLANTA 0.09 ppm peso ISOMERIZADORA

-

0.01 ppm peso

VALOR ALTO

-

VALOR BAJO

Nº Etiqueta

Servicio

Alarma

Disparo

Alarma

Disparo

AT-12003

CONTENIDO DE O2 DE GASES DE COMBUSTIÓN EN H-12001

2% mol

-

7% mol

-

Minatitlán-PQ. 5




AT-12006


2% mol

-

7% mol

-

AT-12009


2% mol

-

7% mol

-

AT-12002

CALORÍMETRO DE GAS COMBUSTIBLE A H-12001/02/03

Índice de Wobbe: 8400 kcal/m3 ST

Índice de Wobbe: 12600 kcal/m3 ST -

Poder Caloríf. Neto: 7000 kcal/m3 ST

Poder Caloríf. Neto: 13000 kcal/m3 ST

AT-12016

CONTENIDO DE H2S EN GAS ÁCIDO A L.B.

-

-

95% mol

-

AE-12025-1

CONTENIDO DE SO2 / NOX / CO2 EN GASES DE COMBUSTIÓN DE H-12001

-

-

-

-

AE-12025-2


-

-

-

-

AE-12025-3


-

-

-

-

AT-12152

CONTENIDO DE HC EN CONDENSADO ACEITOSO A L.B.

40 ppm

-

-

-

AT-12360

CONTENIDO DE CO EN AIRE DE RESPIRACIÓN

10 ppm

-

-

-

AT-12361

CONTENIDO DE H2S EN AIRE DE RESPIRACIÓN

10 ppm

-

-

-

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

ANEXO 8.5

LISTA DE COMALES / JUNTAS CIEGAS

Nº 1 2

EQUIPO P-12001 P-12001

3 4 5

P-12001 P-12001R P-12001R

6 7 8

P-12001R P-12002 P-12002

9 10 11

P-12002 P-12002R P-12002R

12 13 14 15 16 17 18

P-12002R P-12007 P-12007 P-12007R P-12007R P-12006 P-12006

19 20 21

P-12006 P-12006R P-12006R

22

P-12006R

UBICACIÓN Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea de succión Línea de descarga Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba

DIAMETRO (PULGADAS) 6 4

CONDICION DEL RATING COMAL (ASA) ABIERTO CERRADO DTI 150 X 10-05 600 X 10-05

de la 3/4 6 4

600 150 600

X X

3/4 8 6

600 150 300

X X

3/4 8 6

300 150 300

X X

3/4 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 10 8

300 150 300 150 300 300 300

X X X X X X

3/4 10 8

300 300 300

X X

3/4

300

X

10-50 10-05 10-05

X

10-50 10-14 10-14

X

10-51 10-14 10-14

X

10-51 10-16 10-16 10-16 10-16 10-17 10-17

X

10-51 10-17 10-17

X

10-51

de la

de la

de la

de la

de la

LISTADO DE CIEGOS/COMALES EN LAS BOMBAS DIAMETRO Nº 23 24 25 26

CONDICION DEL

(PULGADAS RATING( COMAL UBICACIÓN ) ASA) ABIERTO CERRADO Línea de succión 3 150 X Línea de descarga 2 300 X Línea drenaje de la carcasa de la P-12003 bomba 3/4 300 X P-12003R Línea de succión 3 150 X EQUIPO P-12003 P-12003

DTI 10-18 10-18 10-52 10-18

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

27 28 29 30 31 32 33

P-12003R Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la P-12003R bomba P-12025 Línea de succión P-12025 Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la

43 44 45

P-12025 bomba P-12025R Línea de succión P-12025R Línea de descarga Línea drenaje de P-12025R bomba P-12005 Línea de succión P-12005 Línea de descarga Línea drenaje de P-12005 bomba P-12005R Línea de succión P-12005R Línea de descarga Línea drenaje de P-12005R bomba P-12026 Línea de succión P-12026 Línea de descarga Línea drenaje de P-12026 bomba P-12026R Línea de succión P-12026R Línea de descarga

46

Línea drenaje de la carcasa de la P-12026R bomba

34 35 36 37 38 39 40 41 42

2

300

X

3/4 8 6

300 150 300

X X

3/4 8 6

300 150 300

X X

3/4 6 4

300 150 150

X X

3/4 6 4

150 150 150

X X

3/4 6 4

150 150 600

X X

1 6 4

600 150 600

X X

1

600

10-18 X

10-52 10-20 10-20

X

10-51 10-20 10-20

X

10-51 10-21 10-21

X

10-51 10-21 10-21

X

10-51 10-21 10-21

X

10-54 10-21 10-21

X

10-54

la carcasa de la

la carcasa de la

la carcasa de la

la carcasa de la

LISTADO DE CIEGOS/COMALES EN LAS BOMBAS

Nº 47 48

EQUIPO P-12004 P-12004

49 50 51

P-12004 P-12004R P-12004R

52 53 54

P-12004R P-12011 P-12011

55 56 57

P-12011 P-12011R P-12011R

58

P-12011R

UBICACIÓN Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa bomba

DIAMETRO CONDICION DEL (PULGADAS RATING( COMAL ) ASA) ABIERTO CERRADO DTI 6 150 X 10-22 4 150 X 10-22 de la 3/4 6 4

150 150 150

X X

3/4 3 2

150 150 150

X X

3/4 3 2

150 150 150

X X

3/4

150

X

10-51 10-22 10-22

X

10-51 10-27 10-27

X

10-52 10-27 10-27

X

10-52

de la

de la

de la

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

59 60

P-12020 P-12020

61 62 63

P-12020 P-12020 P-12020

64 65 66 67 68 69 70

Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la bomba Línea de succión Línea de descarga

Línea drenaje de la carcasa de la bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la P-12015 bomba P-12015R Línea de succión P-12015R Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la P-12015R bomba P-12020 P-12015 P-12015

4 3

150 150

X X

3/4 4 3

150 150 150

X X

3/4 4 3

150 150 600

X X

1 4 3

600 150 600

X X

1

600

10-27 10-27 X

10-51 10-27 10-27

X

10-51 10-28 10-28

X

10-54 10-28 10-28

X

10-54

LISTADO DE CIEGOS/COMALES EN LAS BOMBAS

Nº 71 72

EQUIPO P-12021 P-12021

UBICACIÓN Línea de succión Línea de descarga

73 74 75

P-12021 P-12021R P-12021R

76 77 78

P-12021R P-12016 P-12016

79 80 81

P-12016 P-12016R P-12016R

82 83 84

P-12016R P-12019 P-12019

85 86 87

P-12019 P-12019R P-12019R

88 89 90 91

P-12019R P-12023 P-12023 P-12023

Línea bomba drenaje de Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de

la carcasa de la

DIAMETRO CONDICION DEL (PULGADAS RATING( COMAL ) ASA) ABIERTO CERRADO DTI 4 150 X 10-29 3 150 X 10-29 3/4 4 3

150 150 150

X X

3/4 3 2

150 150 150

X X

3/4 3 2

150 150 150

X X

3/4 3 2

150 150 150

X X

3/4 3 2

150 150 150

X X

3/4 3 2 3/4

150 150 150 150

X

10-50 10-29 10-29

X

10-50 10-32 10-32

X

10-51 10-32 10-32

X

10-51 10-32 10-32

X

10-51 10-32 10-32

X

10-51 10-34 10-34 10-50

la carcasa de la

la carcasa de la

la carcasa de la

la carcasa de la

la carcasa de la

la carcasa de la

X X X

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

92 93 94

bomba P-12023R Línea de succión P-12023R Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la P-12023R bomba

3 2

150 150

3/4

150

X X

10-34 10-34 X

10-50

LISTADO DE CIEGOS/COMALES EN LAS BOMBAS Nº 95 96

EQUIPO P-12010 P-12010

97 98 99

P-12010 P-12010R P-12010R

100

P-12010R

101

P-12031

Línea de succión

102

P-12031

103

P-12031

Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la bomba

104 105

P-12031R P-12031R

106 107 108

P-12031R P-12024 P-12024

109 110 111

P-12024 P-12024R P-12024R

112 113 114

P-12024R P-12037 P-12037

115 116 117

P-12037 P-12037R P-12037R

118

Nº

UBICACIÓN Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la bomba

Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la bomba Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la

3/4 3 3

150 150 150

X

10-52 10-35 10-35

3/4

150

4

150

X

X

10-52 10-39

4

150

X

10-39

3/4

150

4 4

150 150

X X

3/4 4 3

150 150 150

X X

3/4 4 3

150 150 150

X X

3/4 6 6

150 150 150

X X

3/4 6 6

150 150 150

X X

3/4

150

X X

X

10-52 10-39 10-39

carcasa de la X

10-52 10-41 10-41

X

10-51 10-41 10-41

X

10-51 10-45 10-45

X

10-51 10-45 10-45

X

10-51

carcasa de la

carcasa de la

carcasa de la

carcasa de la

P-12037R bomba LISTADO DE CIEGOS/COMALES EN LAS BOMBAS

EQUIPO

DIAMETRO CONDICION DEL (PULGADAS RATING( COMAL ) ASA) ABIERTO CERRADO DTI 3 150 X 10-35 3 150 X 10-35

UBICACIÓN

DIAMETRO CONDICION DEL (PULGADAS RATING( COMAL ) ASA) ABIERTO CERRADO

DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

119 120

P-12012 P-12012

3 2

150 150

X X

P-12012 P-12012R P-12012R

Línea de succión Línea de descarga Línea drenaje de la carcasa de la bomba Línea de succión Línea de descarga

121 122 123

3/4 3 2

150 150 150

X X

124

P-12012R

Línea drenaje de la carcasa de la bomba

3/4

150

125

P-12013

Línea de succión

4

150

X

20-12

126

P-12013

3

150

X

20-12

127

P-12013


3/4

150

128

P-12013R

Línea de succión

4

150

X

20-12

129

P-12013R

3

150

X

20-12

130

P-12013R


3/4

150

131

P-12014

Línea de succión

3

150

X

20-13

132

P-12014

2

150

X

20-13

133

P-12014


3/4

150

134

P-12014R

Línea de succión

3

150

X

20-13

135

P-12014R

2

150

X

20-13

136

P-12014R


3/4

150

137

P-12041

Línea de succión

1 1/2

150

X

20-13

138

P-12041

Línea de descarga

1 1/2

150

X

20-13

139

P-12041R

Línea de succión

1 1/2

150

X

20-13

140

P-12041R

Línea de descarga

1 1/2

150

X

20-13

Nº 1 2

EQUIPO C-12001 C-12001

UBICACIÓN Línea de succión del compresor Línea de descarga del compresor Línea de hidrogeno para presurizar el

3 4 5

C-12001 C-12001 C-12001

6

C-12001

comprsor arranquepara purgar el Línea de en nitrógeno compresor en arranques y paradas Línea de by pass del compresor Línea de arranque que va de la descarga del compresor a la línea de entrada al tanque de succión D-

DIAMETRO (PULGADAS RATING( ) ASA) 4 300 3 600 1 1/2 1 1/2 ! 1/2 ! 1/2

300 150 600 600

20-11 20-11 X

10-50 20-11 20-11

X

10-50

X

X

X

X

10-50

10-50

10-50

10-50

CONDICION DEL COMAL

Abierto X X

Cerrado

DTI 10-25 10-25

X X X

10-25 10-25 10-25

X

10-25

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

12009 DIAMETRO (PULGADAS RATING( ) ASA)

CONDICION DEL COMAL

Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

1

C-12002

Línea de hidrogeno para presurizar el compresor en arranque

2

300

X

10-26

2

C-12002

Línea de nitrógeno para purgar el compresor en arranques y paradas

2

150

X

10-26

3

C-12002

Línea de venteo a la atmosfera

1 1/2

150

X

10-26

Abierto

Cerrado

DTI

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LA TORRE DESBUTANIZADORA T-12001 DIAMETRO (PULGADAS RATING( ) ASA)

UBICACIÓN

CONDICION DEL COMAL Abierto

Nº

EQUIPO

1

T-12001

Entrada de carga al plato Nº 9

1 1/2

300

X

2

T-12001


6

300

X

3

T-12001

Línea común de válvulas seguridad PSV-12891 A y B

3

300

X

4

T-12001

Línea salida de vapores del domo

6

300

X

5

T-12001

Línea de entrada de reflujo a la torre

6

T-12001

Línea de entrada rehervidor/calentador a la torre

7

T-12001

8

T-12001

Cerrado

DTI

de

2

300

X

del 12

300

X

Línea del fondo succión de las bombas P-12006/R

12

300

X

Vapor de limpieza (steam out)

2

150

X

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LA TORRE SEPARADORA DE NAFTA T-12002

Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS RATING( ) ASA)


Cerrado

DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

1

T-12002


6

300

X

10-20

2

T-12002

Entrada de producto desde el rehervidor/calentador

12

150

X

10-20

3

T-12002

Línea común de válvulas seguridad PSV-12911 A, B y C

8

150

X

10-20

4

T-12002


12

150

X

10-20

5

T-12002

Línea de entrada de reflujo a la torre

6

T-12002

Línea de recirculación de las bombas P-12005/R y P-12026/R

3

150

X

10-20

7

T-12002


8

150

X

10-20

8

T-12002


8

150

X

10-20

9

T-12002


2

150

Nº

EQUIPO

1

T-12003

Entrada de vapores separador frio a la torre

2

T-12003

3

de

4

150

DIAMETRO (PULGADAS RATING( ) ASA)

UBICACIÓN desde

X

10-20

X

10-20


Cerrado

DTI

el 6

600

X

10-28

Entrada de amina pobre descarga de la bomba P-12015/R

3

600

X

10-28

T-12003


3

600

X

10-28

4

T-12003

Línea salida de gases del domo hacia el tanque de succión del compresor

8

600

X

10-28

5

T-12003

Línea del fondo de la torre

3

600

X

10-28

6

T-12003


2

150

de

X

10-28

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LA TORRE REGENERADORA DE AMINA T-12004 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

CONDICION DEL COMAL

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

4

150

X

10-30

1 1/2

150

X

10-30

4

150

X

10-30

8

150

X

10-30

6

150

X

10-30

4

150

X

10-30

Abierto

DTI

Abierto

1

T-12004

Entrada de amina rica a la torre

2

T-12004

Entrada de reflujo a la torre

3

T-12004


4

T-12004


5

T-12004

6

T-12004

7

T-12004

torre

8

150

X

10-30

8

T-12004

Línea del fondo de la torre

4

150

X

10-30

9

T-12004


2

150

de

Línea de salida hacia el fondo del rehevidor E-12020 Línea de entrada del fondo del rehervidor/calentador E-12020 a la torre Línea de entrada de vapores del rehervidor/calentador E-12020 a la

X

10-30

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL D-12002 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

600

CONDICION DEL COMAL ABIERTO

DTI

1

D-12002

Línea entrada al separador

10

2

H-12001

Línea salida del domo del separador

8

600

X

10-12

3

H-12001

Línea salida del fondo del separador

6

600

X

10-12

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL D-12001

X

CERRADO

10-12



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12001

Entrada de nafta de carga

6

150

X

10-05

2

D-12001

Línea de entrada de gas combustible ó salida a desfogue baja presión

2

150

X

10-05

3

D-12001

Línea de válvula de seguridad PSV12843

4

150

X

10-05

4

D-12001

Línea de válvula de seguridad PSV12842A

6

150

X

10-05

5

D-12001

Línea de recirculación de las bombas P-12001/R

3

150

X

10-05

6

D-12001

Línea succión de las bombas P12001/R

6

150

X

10-05

7

D-12001

Línea salida de aguas amargas de la bota

2

150

X

10-05

8

D-12001


2

150

Nº

EQUIPO

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

UBICACIÓN

X

10-05


ABIERTO

DTI

1

D-12011


8

600

X

10-13

2

D-12011

Línea de despresurización

4

600

X

10-13

3

D-12011

Línea común seguridad

6

600

X

10-13

4

D-12011


6

600

X

10-13

5

D-12011

Línea salida lado hidrocarburos

3

600

X

10-13

de

válvulas

de

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

6

D-12011

Línea salida de agua amarga

2

600

7

D-12011

Línea purga de agua amarga al sistema de drenaje aceitoso

2

600

X

10-13 X

10-13

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL REHERVIDOR/CALENTADOR H-12003 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

H-12003

Entrada de carga al paso Nº 1

4

300

X

10-23

2

H-12003


4

300

X

10-23

3

H-12003

Salida de carga del paso Nº 1

10

150

X

10-23

4

H-12003


10

150

X

10-23

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL PRIMER SEPARADOR DE NAFTA D-12004 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12004


10

150

X

10-14

2

D-12004


3

150

X

10-14

3

D-12004


8

150

X

10-14

4

D-12004

Línea entrada de recirculación de las bombas P-12002/R

3

150

X

10-14

5

D-12004

3

150

X

10-14

6

D-12004

domo Línea succión de las bombas P12002/R

8

150

X

10-14

7

D-12004


2

150

de

Línea salida lado de vapores del

X

10-14

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL SEGUNDO SEPARADOR DE NAFTA D-12005 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12005


3

150

X

10-16

2

D-12005

Línea salida de gases del domo

2

150

X

10-16

3

D-12005


3

150

X

10-16

4

D-12005

Línea salida de agua amarga de la bota

2

150

X

10-16

5

D-12005


2

150

X

10-16

6

D-12005


2

150

X

10-16

de


EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12006


4

150

X

10-18

2

D-12006


2

150

X

10-18

3

D-12006


3

150

X

10-18

4

D-12006


2

150

X

10-18

5

D-12006

1 1/2

150

6

D-12006

Línea de gas combustible al tanque Línea salida de aguas amargas de la bota

2

150

X

10-18

7

D-12006


3

150

X

10-18

de

X

10-18

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

8

D-12006


2

150

X

10-18


EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12007

Línea entrada al separador salida del condensador

6

150

X

10-22

2

D-12007

Línea entrada al separador by pass del condensador

4

150

X

10-22

3

D-12007


4

150

X

10-22

4

D-12007


2

150

X

10-22

5

D-12007

Línea de gas combustible al tanque

1 1/2

150

6

D-12007


4

150

X

10-22

7

D-12007


6

150

X

10-22

8

D-12007


2

150

X

10-22

de

X

10-22


EQUIPO

1

D-12009

2

D-12009

UBICACIÓN

Línea entrada al separador de hidrogeno

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

4

300

X

10-25

4

300

X

10-25

2

300

X

10-25

2

300

X

10-25


ABIERTO

DTI

Línea salida del domo a succión del

3

D-12009

compresor C-12001 Línea común de válvulas seguridad PSV-12931X A y B

4

D-12009

Línea del fondo del separador

de

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

5

D-12009


2

150

X

10-25


EQUIPO

1

D-12003

2

D-12003

3 4

UBICACIÓN

Línea entrada al separador de hidrogeno de recirculación

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

8

600

X

10-26


ABIERTO

DTI

8

600

X

10-26

D-12003

Línea salida del domo a succión del compresor C-12002 Línea común de válvulas de seguridad PSV-12945 A y B, PSV12946 A

2

600

X

10-26

D-12003

Línea del fondo del separador

2

600

X

10-26

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL ASENTADOR DE AMINA RICA D-12022

Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

1

D-12022

Línea entrada de amina rica al asentador

4

150

X

10-27

2

D-12022


3

150

X

10-27

3

D-12022


6

150

X

10-27

4

D-12022


2

150

X

10-27

5

D-12022

Línea de entrada común de nitrógeno ó salida al desfogue ácido

2

150

X

10-27

6

D-12022

2

150

X

10-27

7

D-12022

P-12020/R Línea succión de las bombas P12020/R

4

150

X

10-27

8

D-12022


3

150

X

10-27


ABIERTO

DTI

de

Línea de recirculación de las bombas



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

9

D-12022


2

150

X

10-27

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL SEPARADOR DE CONDENSADO D-12023 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12023

Línea entrada de condensado

3

150

X

10-30

2

D-12023

Línea de válvula de seguridad PSV12956 A y B

3

150

X

10-30

3

D-12023

Línea de balance

2

150

X

10-30

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE AMINA POBRE TV-12001 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

150


ABIERTO

DTI

1

TV-12001

Línea entrada de amina pobre al tanque

3

2

TV-12001

Línea entrada de nitrógeno al tanque

1 1/2

3

TV-12001

Línea salida del tanque succión de las bombas P-12015/R

4

150

X

10-31

4

TV-12001

Conexión de servicio

2

150

X

10-31

150

X

10-31

X

10-31

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN ACUMULADOR REFLUJO DE REGENERADORA D12024 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

Línea

entrada

de

amina

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

4

150

X

10-32

4

150

X

10-32

3

150

X

10-32


ABIERTO

DTI

al

1

D-12024

2

D-12024

Acumulador Línea salida de gases ácidos a planta de azufre ó desfogue ácido

3

D-12024


de

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

4

D-12024


2

150

X

10-32

5

D-12024


3

150

X

10-32

6

D-12024


1 1/2

150

X

10-32

7

D-12024


3

150

X

10-32

8

D-12024


2

150

X

10-32

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE LA FOSA DE AMINA D-12033 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

150


DTI

ABIERTO

1

D-12033


1 1/2

X

10-33

2

D-12033

2

150

X

10-33

3

D-12033

Línea entrada condensado limpio descarga de lade P-12037/R Línea común recirculación de la bomba P-12022 y entrada de amina fresca de tambores

3

150

X

10-33

4

D-12033

Línea salida de vapores hacia el filtro PF-12006

3

150

X

10-33

5

D-12033

Línea común de las válvulas de seguridad PSV-12980A y B

4

150

X

10-33

6

D-12033

Línea entrada del sistema de drenaje de DEA

4

150

X

10-33

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE CONDENSADO ACEITOSO D-12026 Nº

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

CONDICION DEL COMAL

EQUIPO

UBICACIÓN

1

D-12026

Línea entrada de condensado al tanque

2

150

X

10-34

2

D-12026


2

150

X

10-34

ABIERTO

ABIERTO

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

3

D-12026

Línea venteo a la atmosfera

3

150

X

10-34

4

D-12026

Línea recirculación de las bombas P12023/R

2

150

X

10-34

5

D-12026


3

150

X

10-34

6

D-12026


2

150

X

10-34

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE AGUAS AMARGAS D-12017 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

1

D-12017

Línea entrada de aguas amargas al tanque

3

150

X

10-35

2

D-12017

Línea de válvula de seguridad PSV12991

3

150

X

10-35

3

D-12017

Línea común de válvulas seguridad PSV-12992A yB

de

4

150

X

10-35

4

D-12017

Línea común entrada de gas combustible y salida a desfogue ácido

2

5

D-12017


3

150

X

10-35

6

D-12017


2

150

X

10-35

7

D-12017


2

150

150

X

10-35

X

10-35

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE TV-12002 Nº

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)

CONDICION DEL COMAL

EQUIPO

UBICACIÓN

1

TV-12002

Línea entrada de condensado limpio para dilución

3

150

X

10-39

2

TV-12002


4

150

X

10-39

ABIERTO

ABIERTO

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE CONDENSADO LIMPIO D-12025

1

D-12025

Línea entrada de condensado al tanque

4

150

X

10-41

2

D-12025

Línea común del domo entrada de nitrógeno ó salida a la atmosfera

2

150

X

10-41

3

D-12025

Línea común de válvulas seguridad PSV-12332A y B

3

150

X

10-41

4

D-12025


3

150

X

10-41

5

D-12025


4

150

X

10-41

de

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN TANQUE ACUMULADOR DE HIDROCARBUROS D12030 Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(AS A)


ABIERTO

DTI

1

D-12030

Línea entrada del colector de drenaje aceitoso

8

150

X

10-42

2

D-12030


3

150

X

10-42

3

D-12030

2

150

2 2

150 150

X

10-42

4 5

D-12030 D-12030

Drenaje de conexión de servicio Línea de descarga de la bomba P12028 Línea de descarga de la bomba P12028R

X

10-42

6

D-12030

Línea de descarga de la bomba P12035

2

150

X

10-42

7

D-12030

Línea de descarga de la bomba P12035R

2

150

X

10-42

8

SJ-12007

Línea de vapor de media presión al ejector

1

300

1

D-12030


8

150

X

X X

10-42 10-42

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

2

D-12030


3

150

X

10-42

3

D-12030

Drenaje de conexión de servicio

2

150

4

D-12030


2

150

X

10-42

5

D-12030


2

150

X

10-42

6

D-12030


2

150

X

10-42

7

D-12030


2

150

X

10-42

8

SJ-12007


1

300

1

D-12030


8

150

X

10-42

2

D-12030


3

150

X

10-42

3

D-12030

Drenaje de conexión de servicio

2

150

4

D-12030


2

150

X

10-42

5

D-12030


2

150

X

10-42

6

D-12030


2

150

X

10-42

7

D-12030


2

150

X

10-42

1

300

X

X

X

10-42

10-42

10-42

Línea de vapor de media presión al 8

SJ-12007

ejector

X

10-42

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL D-12001 Nº EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO RATING(A CONDICION DEL COMAL (PULGADAS) SA) ABIERTO CERRADO

DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

1 D-12001 Entrada de nafta de carga Línea de entrada de gas combustible ó 2 D-12001 salida a desfogue baja presión Línea de válvula de seguridad PSV3 D-12001 12843 Línea de válvula de seguridad PSV4 D-12001 12842A Línea de recirculación de las bombas P5 D-12001 12001/R Línea succión de las bombas P6 D-12001 12001/R Línea salida de aguas amargas de la 7 D-12001 bota 8 D-12001 Vapor de limpieza (steam out)

6

150

X

10-05

2

150

X

10-05

4

150

X

10-05

6

150

X

10-05

3

150

X

10-05

6

150

X

10-05

2

150

X

10-05

2

150

X

10-05

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL SEPARADOR FRIO D-12011 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1 D-12011 Línea entrada al separador

8

600

X

10-13

2 D-12011 Línea de despresurización

4

600

X

10-13

3 D-12011 Línea común de válvulas de seguridad

6

600

X

10-13

4 D-12011 Línea salida de vapores del domo

6

600

X

10-13

5 D-12011 Línea salida lado hidrocarburos

3

600

X

10-13

6 D-12011 Línea salida de agua amarga

2

600

X

10-13

Línea purga de agua amarga al sistema 7 D-12011 de drenaje aceitoso

2

600

X

10-13

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL REHERVIDOR/CALENTADOR H12003 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

1 H-12003 Entrada de carga al paso Nº 1

4

300

X

10-23

2 H-12003 Entrada de carga al paso Nº 2

4

300

X

10-23

3 H-12003 Salida de carga del paso Nº 1

10

150

X

10-23

4 H-12003 Salida de carga del paso Nº 2

10

150

X

10-23

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL PRIMER SEPARADOR DE NAFTA D-12004 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI


10

150

X

10-14

Línea de válvula de seguridad PSV2 D-12004 12881A

3

150

X

10-14

Línea común de válvulas de seguridad 3 D-12004 PSV-12883 A y B

8

150

X

10-14

Línea entrada de recirculación de las 4 D-12004 bombas P-12002/R

3

150

X

10-14

5 D-12004 Línea salida lado de vapores del domo

3

150

Línea succión de las bombas P6 D-12004 12002/R

8

150

7 D-12004 Vapor de limpieza (steam out)

2

150

X

10-14 X

10-14 X

10-14

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL SEGUNDO SEPARADOR DE NAFTA D-12005 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI


3

150

X

10-16

2 D-12005 Línea salida de gases del domo

2

150

X

10-16


3

150

X

10-16

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

4 D-12005 Línea salida de agua amarga de la bota

2

150

X

10-16


2

150

X

10-16


2

150

X

10-16


UBICACIÓN


DTI


4

150

X

10-18


2

150

X

10-18


3

150

X

10-18

2

150

X

10-18

Línea de recirculación de las bombas P4 D-12006 12003/R 5 D-12006 Línea de gas combustible al tanque

1 1/2

150

Línea salida de aguas amargas de la 6 D-12006 bota

X

10-18

2

150

X

10-18


3

150

X

10-18


2

150

X

10-18


UBICACIÓN


DTI

Línea entrada al separador salida del 1 D-12007 condensador

6

150

X

10-22

Línea entrada al separador by pass del 2 D-12007 condensador

4

150

X

10-22


4

150

X

10-22

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Línea de recirculación de las bombas P4 D-12007 12004/R

2

150

1 1/2

150


4

150

X

10-22


6

150

X

10-22


2

150

X

10-22

5 D-12007 Línea de gas combustible al tanque

X

10-22 X

10-22



UBICACIÓN

Línea entrada 1 D-12009 hidrogeno

al

separador

DTI

de 4

300

X

10-25

Línea salida del domo a succión del 2 D-12009 compresor C-12001 Línea común de válvulas de seguridad 3 D-12009 PSV-12931X A y B

4

300

X

10-25

2

300

X

10-25

4 D-12009 Línea del fondo del separador

2

300

X

10-25


2

150

X

10-25



UBICACIÓN

Línea entrada al separador 1 D-12003 hidrogeno de recirculación

DTI

de 8

600

X

10-26

Línea salida del domo a succión del 2 D-12003 compresor C-12002

8

600

X

10-26

Línea común de válvulas de seguridad 3 D-12003 PSV-12945 A y B, PSV-12946 A

2

600

X

10-26

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

4 D-12003 Línea del fondo del separador

2

600

X

10-26

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL ASENTADOR DE AMINA RICA D-12022 Nº EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO RATING(A CONDICION CERRADO DEL COMAL (PULGADAS) SA) ABIERTO

DTI

Línea entrada de amina rica al 1 D-12022 asentador

4

150

X

10-27


3

150

X

10-27


6

150

X

10-27


2

150

X

10-27

Línea de entrada común de nitrógeno ó 5 D-12022 salida al desfogue ácido

2

150

X

10-27


2

150

X

10-27

Línea succión de las bombas P7 D-12022 12020/R Línea succión de las bombas P8 D-12022 12011/R

4

150

X

10-27

3

150

X

10-27


2

150

X

10-27

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL SEPARADOR DE CONDENSADO D-12023 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1 D-12023 Línea entrada de condensado

3

150

X

10-30

Línea de válvula de seguridad PSV2 D-12023 12956 A y B

3

150

X

10-30

3 D-12023 Línea de balance

2

150

X

10-30

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE AMINA POBRE TV-12001

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº EQUIPO

UBICACIÓN

1

TV12001

Línea entrada de amina pobre al tanque

2

TV12001


3

TV12001

4

TV12001

DIAMETRO RATING(A CONDICION DEL COMAL (PULGADAS) SA) ABIERTO CERRADO 3

150

X

DTI 10-31

1 1/2

150

X

10-31

Línea salida del tanque succión de las bombas P-12015/R

4

150

X

10-31


2

150

X

10-31

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN ACUMULADOR REFLUJO DE REGENERADORA D-12024 Nº EQUIPO

UBICACIÓN

1 D-12024 Línea entrada de amina al Acumulador Línea salida de gases ácidos a planta 2 D-12024 de azufre ó desfogue ácido Línea común de válvulas de seguridad 3 D-12024 PSV-12962 A y B


150

X

DTI 10-32

4

150

X

10-32

3

150

X

10-32


2

150

X

10-32


3

150

X

10-32


1 1/2

150

X

10-32


3

150

X

10-32


2

150

X

10-32

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE LA FOSA DE AMINA D-12033 Nº EQUIPO

UBICACIÓN

1 D-12033 Línea entrada de nitrógeno al tanque

DIAMETRO RATING(A CONDICION DEL COMAL (PULGADAS) SA) ABIERTO CERRADO 1 1/2

150

X

DTI 10-33

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Línea entrada de condensado limpio 2 D-12033 descarga de la P-12037/R Línea común recirculación de la bomba P-12022 y entrada de amina fresca de 3 D-12033 tambores

2

150

X

10-33

3

150

X

10-33

Línea salida de vapores hacia el filtro 4 D-12033 PF-12006

3

150

X

10-33

Línea común de las válvulas de 5 D-12033 seguridad PSV-12980A y B

4

150

X

10-33

Línea entrada del sistema de drenaje 6 D-12033 de DEA

4

150

X

10-33

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE CONDENSADO ACEITOSO D-12026 Nº EQUIPO

UBICACIÓN

1 D-12026 Línea entrada de condensado al tanque


150

X

DTI 10-34


2

150

X

10-34

3 D-12026 Línea venteo a la atmosfera

3

150

X

10-34

Línea recirculación de las bombas P4 D-12026 12023/R

2

150

X

10-34


3

150

X

10-34


2

150

X

10-34

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE AGUAS AMARGAS D-12017 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Línea entrada de aguas amargas al 1 D-12017 tanque

3

150

X

10-35

Línea de válvula de seguridad PSV2 D-12017 12991

3

150

X

10-35

Línea común de válvulas de seguridad 3 D-12017 PSV-12992A y B

4

150

X

10-35

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Línea común entrada de gas 4 D-12017 combustible y salida a desfogue ácido

2

150

X

10-35


3

150

X

10-35


2

150

X

10-35


2

150

X

10-35

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE CARBONATO DE SODIO TV-12002 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1

TV12002

Línea entrada de condensado limpio para dilución

3

150

X

10-39

2

TV12002


4

150

X

10-39

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE CONDENSADO LIMPIO D-12025 Nº EQUIPO

UBICACIÓN



150

X

DTI 10-41

Línea común del domo entrada de 2 D-12025 nitrógeno ó salida a la atmosfera

2

150

X

10-41


3

150

X

10-41


3

150

X

10-41


4

150

X

10-41

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN TANQUE ACUMULADOR DE HIDROCARBUROS D-12030 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Línea entrada del colector de drenaje 1 D-12030 aceitoso

8

150

X

10-42

2 D-12030 Línea de venteo a la atmosfera

3

150

X

10-42

3 D-12030 Drenaje de conexión de servicio

2

150

Línea de descarga de la bomba P4 D-12030 12028

2

150

X

10-42

Línea de descarga de la bomba P5 D-12030 12028R

2

150

X

10-42


2

150

X

10-42

Línea de descarga de la bomba P7 D-12030 12035R

2

150

X

10-42

1

300

8

SJ12007


X

X

10-42

10-42

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES TANQUE ACUMULADOR DE VACIADO DE EQUIPOS D-12031 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Línea entrada del colector de vaciado 1 D-12031 de equipos

4

150

X

10-43

Línea común de las válvulas de 2 D-12031 seguridad PSV-12363A y B

4

150

X

10-43

3 D-12031 Drenaje de conexión de servicio Línea común del domo entrada de nitrógeno ó salida al desfogue de baja 4 D-12031 presión

2

150

X

10-43

4

150

X

10-43


2

150

X

10-43

2

150

X

10-43

1

300

Línea de descarga de la bomba P6 D-12031 12036R SjLínea de vapor de media presión al 7 12008 ejector

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES FOSA DE NEUTRALIZACIÓN F-12002

X

10-43

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Línea de descarga de la bomba P1 F-12002 12038

3

150

X

10-44

Línea de descarga de la bomba P2 F-12002 12038R

3

150

X

10-44

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN ACUMULADOR DE CONDENSADO LIMPIO DE ENFRIAMIENTO D-12041 Nº EQUIPO

UBICACIÓN



150

X

DTI 10-45

Línea común del domo entrada de 2 D-12041 nitrógeno ó salida a la atmosfera

2

150

X

10-45


4

150

X

10-45


6

150

X

10-45

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN ACUMULADOR DE AIRE DE INSTRUMENTOS D-12034 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1 D-12034 Línea entrada de aire al acumulador

3

150

X

10-46


3

150

X

10-46

Línea del domo del tanque al sistema 3 D-12034 de aire de instrumentos

3

150

X

10-46

4 D-12034 Línea del fondo del tanque

2

150

X

10-46

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN ACUMULADOR DE AIRE DE INSTRUMENTOS D-12040 DIAMETRO Nº EQUIPO

UBICACIÓN

RATING(A CONDICION DEL COMAL

(PULGADAS)

SA)

ABIERTO

CERRADO

DTI

1 D-12040 Línea entrada de aire al acumulador

2

150

X

10-47


3

150

X

10-47

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Línea del domo del tanque al sistema 3 D-12040 de aire de planta

2

150

X

10-47

4 D-12040 Línea del fondo del tanque

2

150

X

10-47

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN TANQUE DE DESFOGUE DE BAJA PRESIÓN D-12019 Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Línea del cabezal entrada de gases al 1 D-12019 tanque

12

150

X

20-11

Línea de salida del domo hacia el 2 D-12019 quemador

12

150

X

20-11

Línea del fondo a la succión de las 3 D-12019 bombas P-12012/R

3

150

X

20-11


2

150

X

20-11

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN TANQUE DE DESFOGUE DE ALTA PRESIÓN D-12020

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Línea del cabezal entrada de gases al 1 D-12020 tanque

18

150

X

20-12

Línea de salida del domo hacia el 2 D-12020 quemador

18

150

X

20-12


4

150

X

20-12


2

150

X

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN TANQUE DE DESFOGUE ÁCIDO D-12021 DIAMETRO RATING(A CONDICION DEL COMAL Nº EQUIPO UBICACIÓN (PULGADAS) SA) ABIERTO CERRADO

20-12

DTI

Línea del cabezal entrada de gases 1 D-12021 ácidos al tanque

10

150

X

20-13

Línea del cabezal entrada de gases 2 D-12021 ácidos al tanque (flujo inverso)

12

150

X

20-13

Línea salida del domo hacia el 3 D-12021 quemador

12

150

X

20-13

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


3

150

X

20-13


1 1/2

150

X

20-13

2

150


X

20-13

JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL TANQUE DE GAS COMBUSTIBLE D-12032

Nº EQUIPO


UBICACIÓN

DTI

Línea entrada de gas combustible al 1 D-12032 tanque

3

150

X

20-14

Línea salida del domo hacia los 2 D-12032 quemadores de los hornos

3

150

X

20-14


2

150

X

20-14

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL CALENTADOR DE CARGA H-12001

UBICACIÓN

CONDICION DEL COMAL DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA) ABIERTO CERRADO

Nº

EQUIPO

DTI

1

H-12001


8

600

X

10-11

2

H-12001


8

600

X

10-11

3

H-12001


8

600

X

10-11

4

H-12001


8

600

X

10-11

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL REHERVIDOR/CALENTADOR H12002

Nº EQUIPO 1

UBICACIÓN

H-12002 Entrada de carga al paso Nº 1

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(ASA)

6

300

CONDICION DEL COMAL ABIERTO CERRADO X

DTI 10-19

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

2


6

300

X

10-19

3

H-12002 Salida de carga del paso Nº 1

8

300

X

10-19

4


8

300

X

10-19

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL REHERVIDOR/CALENTADOR H12003

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1


4

300

X

10-23

2


4

300

X

10-23

3


10

150

X

10-23

4


10

150

X

10-23

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LOS REACTORES R-12001 A/B

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1

R12001A

Entrada por el domo al reactor

8

600

X

10-07

2

R12001A

Salida por el fondo del reactor

8

600

X

10-07

3

R12001B


8

600

X

10-07

4

R12001B

Salida por el fondo del reactor

8

600

X

10-07

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL REACTOR R-12002

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

1

R-12002 Entrada por el domo al reactor

12

600

X

10-10

2

R-12002 Salida por el fondo del reactor

12

600

X

10-10

3

Entrada de nafta de apagado R-12002 enfriamiento inter lechos

2

600

X

10-10

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LOS REACTORES R-12003 A/B

Nº EQUIPO 1

R12003A

2

R12003A R-

3 4

12003A R12003B

5

R12003B

6

R12003B

UBICACIÓN


DTI


10

600

X

10-09

Salida por el fondo del reactor Entrada de nafta de apagado enfriamiento inter lechos inmediatamente después de la

10

600

X

10-09

válvula de compuerta

3

600

X

10-09


10

600

X

10-09

Salida por el fondo del reactor Entrada de nafta de apagado enfriamiento inter lechos inmediatamente después de la válvula de compuerta

10

600

X

10-09

3

600

X

10-09

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12101

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(ASA)

CONDICION DEL COMAL ABIERTO CERRADO

Nº

EQUIPO

DTI

1

E-12101

Entrada lado carcasa

6

600

X

10-06

2

E-12101

Salida lado carcasa

6

600

X

10-06

3

E-12101

Entrada lado tubos

6

600

X

10-06

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

4

E-12101 Salida lado tubos 6 LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL EA-12001

UBICACIÓN

600

X

DIAMETRO RATING(ASA) (PULGADAS)

10-06


Nº

EQUIPO

DTI

1

EA-12001 Entrada lado norte

6

600

X

10-13

2

EA-12001 Entrada lado sur

6

600

X

10-13

3

EA-12001 Salida lado norte

6

600

X

10-13

4

EA-12001 Salida lado sur

6

600

X

10-13


UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(ASA)


Nº

EQUIPO

1

E-12002

Entrada lado carcasa

8

600

X

10-06

2

E-12002

Salida lado carcasa

8

600

X

10-06

3

E-12002

Entrada lado tubos

12

600

X

10-06

4

E-12002

Salida lado tubos

12

600

X

10-06


EQUIPO

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA)


DTI

E-12009

Entrada lado norte

8

600

X

10-06

E-12009

Entrada lado sur

8

600

X

10-06

E-12009

Salida lado norte

8

600

X

10-06

DTI

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

E-12009

Salida lado sur

8

600

X

10-06

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LOS E-12004 A/B/C/D

UBICACIÓN

DIAMETRO CONDICION DEL COMAL (PULGADAS) RATING(ASA) ABIERTO CERRADO

Nº

EQUIPO

DTI

1

E-12004B Entrada lado carcasa

8

600

X

10-08

2

E-12004D Entrada lado carcasa

8

600

X

10-08

3

E-12004A Salida lado carcasa

8

600

X

10-08

4

E-12004C Salida lado carcasa

8

600

X

10-08

5

E-12004A Entrada lado tubos

10

600

X

10-08

6

E-12004C Entrada lado tubos

10

600

X

10-08

7

E-12004B Salida lado tubos

10

600

X

10-08

8

E-12004D Salida lado tubos

10

600

X

10-08


UBICACIÓN



Nº

EQUIPO

DTI

1

E-12012

Entrada de producto lado tubos

8

600

X

10-13

2

E-12012

Salida de producto lado tubos

8

600

X

10-13

3

E-12012

Entrada de agua de enfriamiento lado carcasa

4

150

X

10-13

4

E-12012

Salida de agua de enfriamiento lado carcasa

4

150

X

10-13

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12014 DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA)


Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

1

E-12014

Entrada de producto lado carcasa

3

150

X

10-14

2

E-12014

Salida de producto lado carcasa

3

150

X

10-14

E-12014

Entrada de agua de enfriamiento lado tubos

3

150

X

10-14

E-12014

Salida de agua de enfriamiento lado tubos

3

150

X

10-14

3 4

DTI


UBICACIÓN



Nº

EQUIPO

DTI

1

E-12010

Entrada de nafta lado carcasa

10

300

X

10-15

2

E-12010

Salida de nafta lado carcasa

10

300

X

10-15

3

E-12010

Entrada de producto lado tubos

6

300

X

10-15

4

E-12010

Salida de producto lado tubos

6

300

X

10-15

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12011 A/B

Nº EQUIPO

UBICACIÓN

Entrada de nafta combinada lado 1 E-12010 carcasa 2 E-12010 Salida de nafta combinada lado carcasa

CONDICION DEL COMAL DIAMETRO RATING( (PULGADAS) ASA) ABIERTO CERRADO 6 6

300 300

X X

DTI 10-15

10-15

3 E-12010 Entrada de nafta pesada lado tubos

6

300

X

10-15

4 E-12010 Salida de nafta pesada lado tubos

6

300

X

10-15

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12102 A/B

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1

E12102A Entrada de producto lado carcasa

6

300

X

10-18

2

E12102B Salida de producto lado carcasa

4

150

X

10-18

3

EEntrada de agua de enfriamiento 12102B lado tubos

6

150

X

10-18

4

ESalida de agua de enfriamiento 12102A lado tubos

6

150

X

10-18

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL EA-12013

UBICACIÓN



Nº

EQUIPO

DTI

1

EA-12013 Entrada de nafta de apagado

3

600

X

10-21

2

EA-12013 Salida de nafta de apagado

3

600

X

10-21

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12008 A,B,C,D,E

Nº EQUIPO

UBICACIÓN



DTI

1

E12008A Entrada de nafta ligera lado carcasa

2

E12008E Salida de nafta ligera lado carcasa

2

150

X

10-22

3

EEntrada de agua de enfriamiento 12008E lado tubos

1 1/2

150

X

10-22

4

12008A tubos

1 1/2

150

X

10-22

E-

2

150

X

10-22

Salida de agua de enfriamiento lado

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


UBICACIÓN



Nº

EQUIPO

DTI

1

EA-12003 Entrada de producto lado norte

8

150

X

10-22

2

EA-12003 Entrada de producto lado sur

8

150

X

10-22

3

EA-12003 Salida de producto lado norte

4

150

X

10-22

4

EA-12003 Salida de producto lado sur

4

150

X

10-22


UBICACIÓN



Nº

EQUIPO

DTI

1

EA-12006 Entrada de producto lado norte

3

150

X

10-24

2

EA-12006 Entrada de producto lado sur

3

150

X

10-24

3

EA-12006 Salida de producto lado norte

3

150

X

10-24

4

EA-12006 Salida de producto lado sur

3

150

X

10-24

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12007 A,B,C

Nº EQUIPO

UBICACIÓN



DTI

1

E12007A Entrada de nafta pesada lado carcasa

2

E12007C Salida de nafta pesada lado carcasa

4

150

X

10-24

3

EEntrada de agua de enfriamiento lado 12007C tubos

4

150

X

10-24

4

ESalida de agua de enfriamiento lado 12007A tubos

4

150

X

10-24

4

150

X

10-24

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12005 A,B

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1

E12005A Entrada de hidrogeno lado carcasa

3

2

E12005B Salida de hidrogeno lado carcasa

3

600

X

10-24

3

EEntrada de agua de enfriamiento 12005B lado tubos

4

150

X

10-24

4

ESalida de agua de enfriamiento 12005A lado tubos

4

150

X

10-24

600

X

10-24


Nº EQUIPO

UBICACIÓN

1 E-12029 Entrada de Hidrocarburos lado carcasa

DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA) 4

150

CONDICION DEL COMAL ABIERTO CERRADO X

DTI 10-27

2 E-12029 Salida de Hidrocarburos lado carcasa

4

150

X

10-27

Entrada de agua de enfriamiento lado 3 E-12029 tubos

6

150

X

10-27

Salida de agua de enfriamiento lado 4 E-12029 tubos

6

150

X

10-27

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL EA-12019 A y B

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1

EA12019A

Entrada de amina pobre lado carcasa

2

EA12019B

Salida de amina pobre lado carcasa

4

150

X

10-29

3

EA12019B

Entrada de amina rica lado tubos

3

150

X

10-29

4

EA12019A

Salida de amina rica lado tubos

3

150

X

10-29

4

150

X

10-29

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011


UBICACIÓN



Nº

EQUIPO

DTI

1

EA-12010 Entrada de amina pobre

3

150

X

10-29

2

EA-12010 Salida de amina pobre

3

150

X

10-29

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL REHERVIDOR E-12020 Nº 1 2

EQUIPO

UBICACIÓN Entrada lado norte por el fondo del rehervidor que viene de la torre TEA-12020 12004 Entrada lado sur por el fondo del rehervidor que viene de la torre TEA-12020 12004



DTI

4

150

X

10-30

4

150

X

10-30

Salida de amina por el fondo del 3 4

EA-12020 rehervidor que va a la torre T-12004 Salida de vapores lado norte del EA-12020 rehervidor a la torre T-12004

4

150

X

10-30

6

150

X

10-30

5

Salida de vapores lado sur del EA-12020 rehervidor a la torre T-12004

6

150

X

10-30

6

Entrada de vapor de baja presión EA-12020 lado tubos al rehervidor

6

150

X

10-30

7

Salida de condensado lado tubos EA-12020 del rehervidor

3

150

X

10-30

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL E-12021 A, B, C, D

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

Entrada de vapores del domo de la 1 E-12021A regeneradora lado carcasa

4

150

X

10-32

Salida de vapores del domo de la 2 E-12021D regeneradora lado carcasa

4

150

X

10-32

Entrada de agua de enfriamiento lado 3 E-12021D tubos

1 1/2

150

X

10-32

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

Salida de agua de enfriamiento lado 4 E-12021A tubos

1 1/2

150

X

10-32

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL ENFRIADOR DE CONDENSADO ACEITOSO E-12007

Nº EQUIPO

UBICACIÓN

CONDICION COMAL DEL DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA) ABIERTO CERRADO

DTI

1

Entrada de condensado de baja E-12007 presión

2

150

X

10-34

2

Salida de condensado de baja E-12007 presión

2

150

X

10-34

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL ENFRIADOR CON AGUA COND. ACEITOSO E-12028

Nº EQUIPO

UBICACIÓN

1

E-12028 Entrada de condensado lado carcasa

2 3

E-12028 Salida de condensado lado carcasa Entrada de agua de enfriamiento lado E-12028 tubos

4

Salida de agua de enfriamiento lado E-12028 tubos

CONDICION DEL COMAL DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA) ABIERTO CERRADO 2

150

X

DTI 10-32

2

150

X

10-32

3

150

X

10-32

3

150

X

10-32

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL ENFRIADOR DE CONDENSADO LIMPIO EA-12011

Nº EQUIPO

UBICACIÓN

Entrada de condensado lado norte 1 EA-12011 sección 1


DTI

8

150

X

10-41

8

150

X

10-41

8

150

X

10-41

8

150

X

10-41

Entrada de condensado lado sur 2 EA-12011 sección 1 Entrada de condensado lado norte 3 EA-12011 sección 2 Entrada de condensado lado sur 4 EA-12011 sección 2

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

5 EA-12011 Salida de condensado sección 1

2

150

X

10-41

6 EA-12011 Salida de condensado sección 2

2

150

X

10-41

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL ENFRIADOR DE CONDENSADO LIMPIO E-12027

Nº EQUIPO


UBICACIÓN

DTI

1

Entrada de condensado enfriamiento E-12027 de equipos dinámicos lado carcasa

6

150

X

10-45

2

Salida de condensado enfriamiento E-12027 de equipos dinámicos lado carcasa

6

150

X

10-45

3

Entrada de agua de enfriamiento lado E-12027 tubos

6

150

X

10-45

4

Salida de agua de enfriamiento lado E-12027 tubos

6

150

X

10-45

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN LOS FILTROS DE CARGA PF-12001A/B CONDICION DEL COMAL DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA) ABIERTO CERRADO

Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

1

PF12001A

Entrada de nafta al filtro

6

150

X

10-04

2

PF12001A

Salida de nafta del filtro

6

150

X

10-04

3

PF12001A

Drenaje al sistema aceitoso

1 1/2

150

X

10-04

4

PF12001B

Entrada de nafta al filtro

6

150

X

10-04

5

PF12001B

Salida de nafta del filtro

6

150

X

10-04

6

PF12001B

1 1/2

150

X

10-04

7

T-12002

4

150

Drenaje al sistema aceitoso Línea de nafta pesada de arranque al fondo de la separadora de nafta entre las 2 Válvulas de compuerta

X

DTI

10-04

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

8

T-12002

Línea de nafta pesada de arranque al fondo de la separadora de nafta entre la válvula de compuerta y el check

4

150

X

10-20

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES FILTROS DE CARBON TANQUE AMINA POBRE PF-12007A/B

UBICACIÓN

DIAMETRO (PULGADAS)

RATING(ASA)


Nº

EQUIPO

1

PF12007A

Entrada de vapores al filtro

6

150

X

10-31

2

PF12007A

Salida de vapores del filtro a lugar seguro

6

150

X

10-31

3

PF12007A


2

150

4

PF12007B

Entrada de vapores al filtro

1 1/2

150

X

10-31

5

PF12007B

Salida de vapores del filtro a lugar seguro

6

150

X

10-31

6

PF12007B


2

150

X

DTI

10-31

X

10-31

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES POST FILTRO DE CARTUCHO AMINA POBRE PF-12004

Nº

EQUIPO

1

PF-12004 Entrada al filtro

2

PF12007A

3

PF12007A

UBICACIÓN


DTI

2

150

X

10-31

Salida del filtro

2

150

X

10-31


2

150

X

10-31

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES FILTRO DE CARBON AMINA POBRE PF-12003

Nº

EQUIPO

UBICACIÓN

1

PF-12003 Entrada al filtro

CONDICION COMAL DEL DIAMETRO (PULGADAS) RATING(ASA) ABIERTO CERRADO 2

150

X

DTI 10-31

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

2

PF-12003 Salida del filtro

2

150

X

10-31

3

Línea de válvula de seguridad PF-12003 PSV-12964

2

150

X

10-31

4

PF-12003 Conexión de servicio

2

150

X

10-31

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES FILTROS DE CARTUCHO AMINA POBRE PF-12002A/B

UBICACIÓN


Nº

EQUIPO

1

PF12002A

Entrada de amina al filtro

2

150

X

10-31

2

PF12002A

Salida de amina del filtro

2

150

X

10-31

3

PF12002A


2

150

4

PF12002B

Entrada de amina al filtro

2

150

X

10-31

5

PF12002B

Salida de amina del filtro

2

150

X

10-31

6

PF12002B


2

150

X

X

DTI

10-31

10-31

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES FILTRO DE FOSA DE AMINA PF-12005

Nº EQUIPO

UBICACIÓN


DTI

1

PF12005

Entrada de amina fresca al filtro

2

PF12005

Salida de amina fresca del filtro

3

150

X

10-33

3

PF12005

Línea de venteo a lugar seguro

2

150

X

10-33

4

PF12005


2

150

3

150

X

10-33

X

10-33

Minatitlán-PQ. 5




FECHA: FEBRERO 2011

LISTADO DE JUNTAS CIEGAS/COMALES EN EL LÍMITE DE BATERÍA DE LA UNIDAD

Nº EQUIPO


UBICACIÓN

DTI

1

L. Batería

Nafta proveniente de la unidad 31000 (Coque)

6

300

X

10-04

2

L. Batería

Nafta proveniente almacenamiento

6

300

X

10-04

3

L. Batería

Entrada de agua desmineralizada de lavado

3

300

X

10-13

4

L. Batería

LPG amargo a unidad 31000 (Coque)

2

300

X

10-18

5

L. Batería

Entrada LPG de almacenamiento

4

6

L. Batería

Gas amargo a unidad 31000 (Coque)

4

150

X

10-18

7

L. Batería

Nafta ligera a Isomerizadora

4

150

X

10-22

8

L. Batería

Nafta ligera a pool de gasolinas

4

150

X

10-22

9

L. Batería

Nafta pesada a almacenamiento

6

10

L. Batería

Nafta pesada a tanques de gasolina amarga

4

150

X

10-24

11

L. Batería

Nafta pesada a Unidad 500 (Reformador de nafta)

6

150

X

10-24

12

L. Batería

Hidrogeno reposición de la planta de hidrogeno

3

600

X

10-25

13

L. Batería

Hidrocarburos recuperados a slops

4

150

X

10-27

14

L. Batería

Gas ácido a planta de azufre

4

150

X

10-27

15

L. Batería

Salida de condensado aceitoso

3

150

X

10-34

16

L. Batería

Salida de agua amarga a tratamiento

3

150

X

10-35

17

L. Batería

Salida de condensado limpio

4

150

X

10-41

de

150

150

X

X

10-18

10-24



Minatitlán-PQ. 5


FECHA: FEBRERO 2011

18

L. Batería

Agua aceitosa a tratamiento de aguas

4

150

X

10-42

19

L. Batería

Entrada de desmineralizada

3

600

X

10-56

20

L. Batería

Entrada de agua de enfriamiento

16

150

X

20-01

21

L. Batería

Retorno de agua de enfriamiento

16

150

X

20-01

22

L. Batería

Entrada de agua de servicios

2

150

X

20-01

23

L. Batería

Suministro de gas combustible

3

150

X

20-03

24

L. Batería

Suministro de nitrógeno

4

150

X

20-03

25

L. Batería

Respaldo de aire de planta

3

150

X

20-05

26

L. Batería

Respaldo de instrumentos

3

150

X

20-05

agua

aire

de

L. 27

Entrada vapor de media presión

28

Batería L. Batería

Entrada vapor de baja presión

8

150

X

20-07

29

L. Batería

Salida desfogue de baja presión a quemador

12

150

X

20-11

30

L. Batería

Salida desfogue de alta presión a quemador

18

150

X

20-12

31

L. Batería

Salida desfogue quemador

10

150

X

20-13

ácido

8

300

X

20-07

a

P5ULZVZPR-001 Procedimiento de Arranque Inicial

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