P5ULZVZPR-023 Procedimiento de Arranque Inicial Con Carga Alterna

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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 19 DOCUMENTO Nº: P5ULZVZPR-023 REVISIÓN: 0 FECHA:MAYO 2011

Sec.

INDICE

Pág.

1.0.

OBJETI OBJETIVOS VOS….. …..…… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ……… …

5

2.0.

ALCANC ALCANCE… E……… …………… …………… ………… ………… ………… …………… …………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ……..

5

3.0.

DEFINIC DEFINICION IONES… ES……… ………… …………… …………… ………… ………… ………… ………… ………… …………… …………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ……

5

4.0.

RESPON RESPONSAB SABILI ILIDAD DADES… ES……… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ………… ……..

7

5.0.

DESCRIPCION DEL PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE NORMAL DE LA UNIDAD HIDRODESULFURADORA HIDRODESULFURA DORA DE NAFTA DE COQUIZACION………………………………………........... COQUIZACION………………………………………...........

7

5.1. DISPONIBILIDAD DE EQUIPOS EQUIPOS MATERIALES MATERIALES / HERRAMIENTAS HERRAMIENTAS / PERSONAL……… PERSONAL………

7

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1.

OBJETIVO Este procedimiento tiene por objetivo establecer las etapas y describir cada una de las etapas e instrucciones de trabajo a seguir por el personal de operaciones de pruebas y arranque para realizar un ARRANQUE INICIAL de la Unidad Hidrodesulfuradora de Nafta de Coquización con un esquema de carga diferente a la establecida en el diseño de la unidad, siguiendo una secuencia lógica, coherente y segura para garantizar y proteger la integridad física del personal, del medio ambiente y de las instalaciones.

2.

ALCANCE Este procedimiento establece y describe los pasos a realizar para poner en operación la unidad Hidrodesulfuradora de nafta de coquización con una carga alterna (Nafta primaria amarga) propuesta por PEMEX diferente a la carga de diseño, la cual NO CONTIENE DIOLEFINAS, OLEFINAS ni SILICE y la composición química y propiedades físicas difieren de la carga de diseño, por esta razón los siguientes sistemas y/o equipos descritos a continuación NO

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3.1.

Gas Nitrógeno 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.

3.2.

Prueba de Fugas 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.

3.3.

Prueba de Hermeticidad Consiste en presurizar un sistema a una presión previamente determinada con el propósito de

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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 Pre-sulfurado 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 bajo 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.

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5.

4.5.

El personal de operaciones de pruebas y arranques (Operador de control y campo) 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 instrumentos 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.

DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE INICIAL CON CARGA ALTERNA – NAFTA AMARGA PRIMARIA DE TANQUE

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FECHA:MAYO 2011

Riesgos asociados Atrapado por / entre

Medidas de precaución  



Utilizar herramientas adecuadas y en buen estado. Utilizar el EPP adecuado. Durante la ejecución de trabajos en altura, acordonar y señalizar el área para prevenir la entrada de personal no autorizado durante la realización de las actividades.



Utilice los EPP adecuados (bragas



Golpeado por / contra

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



larga, guantes de c

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

Caídas de un nivel diferente

 

5.3.

Utilice al ARNÉS cuando este realizando actividades en lugares por encima de 1.5. Metros de altura. No sobrepasar el peso máximo permitido sobre un andamio Los andamios deben estar certificados para poder ser utilizados para realizar el trabajo

CONDICIONES PRECEDENTES AL ARRANQUE INICIAL DE LA UNIDAD CON CARGA ALTERNA – NAFTA AMARGA PRIMARIA

IMPORTANTE Todas las maniobras operacionales descritas en este procedimiento de arranque debe ser revisadas,

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5.3.8.

Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques/PEMEX

Verificar la disponibilidad de tanques de almacenamiento para producción y para el producto fuera de especificación durante el inicio de la puesta en marcha de la unidad HDNC.

5.3.10.

Supervisor de Operaciones de Pruebas y Arranques

Los compresores de reposición y recirculación de hidrógeno C-12001/C-12002 T deben estar disponibles y habilitados para ser colocados en servicio cuando el personal de operaciones de pruebas y arranques lo disponga.

5.3.11.

Supervisor Supervisor Arranques

de SISOPA, de Pruebas y

Verificar que los detectores indicados en los planos se encuentren instalados en los sitios correspondientes.

5.3.12.

Supervisor Supervisor Arranques

de SISOPA, de Pruebas y

Verificar que las válvulas de diluvio indicados en los planos operen adecuadamente.

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5.3.19.

El sistema de hidrógeno de reposición debe estar comisionado y alineado desde el límite de batería hasta la succión del compresor CSupervisor de Pruebas y 12001. Ver procedimiento de arranque inicial No. P5-UL-Z-V-ZPR Arranques 001, sección No. 5.7.2.2. (Pág. 69 hasta 75). Ver en este procedimiento las nuevas condiciones operacionales bajo este nuevo esquema de carga.

5.3.20.

Supervisor Arranques

de

Pruebas

y

5.3.21.

Supervisor Arranques

de

Pruebas

y

La torre de tratamiento con aminas T-12003 debe estar bloqueada/aislada de la sección de reacción y la circulación de aminas debe estar fuera de operación completamente. Los reactores de saturación de diolefinas R-12001 A/B deben estar bloqueados y aislados con cómales e inertizados con nitrógeno durante la puesta en operación de la unidad.

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IMPORTANTE El Personal del Instituto Mexicano del Petróleo – IMP realizó una evaluación del comportamiento de la unidad bajo estas nuevas condiciones de carga diferentes a las condiciones originales de diseño de la unidad de la evaluación del comportamiento de la unidad realizada por IMP fueron establecidas otras condiciones operacionales en algunas secciones de la unidad. Este procedimiento fue desarrollado resaltando estas nuevas condiciones operacionales, ya que el comisionado y arranque es el mismo desarrollado en el procedimiento de arranque inicial de la unidad P5-UL-Z-V-ZPR-001. 5.4.1.

PREPARATIVOS, ALINEACIÓN, COMISIONAMIENTO Y PUESTAS EN SERVICIO DE LA SECCIÓN DE FRACCIONAMIENTO T-12001/T-12002

SECCION DE FRACCIONAMIENTO CONDICIONES OPERACIONALES CON CARGA ALTERNA

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IMPORTANTE De acuerdo a la evaluación realizada por el Instituto Mexicano del Petróleo IMP el efluente saliendo del tambor D-12002 mas el efluente del D-12011 operará mas frío con este tipo de carga (condición normal 160 ºC vs carga alterna 116 ºC) esto ocasiona una baja temperatura en el perfil de temperatura de la sección de fraccionamiento con respecto al diseño original.

5.4.1.1.

Supervisor de operaciones de Pruebas y Arranques

Ajuste las condiciones operacionales del tambor separador de baja presión D-12004 en presión 10.2 Kg/cm2 Man. y una temperartura de 130 ºC.

5.4.1.2.


Ajuste las condiciones operacionales del tambor separador de baja presión en frío D-12005 en presión 9.5 Kg/cm2 Man. y una temperatura de 42 ºC.

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IMPORTANTE Condiciones operacionales de la torre desbutanizadora T-12001.        

Ajustar la presión en el tambor de reflujo D-12006 en 12.5 Kg/Cm2 Man. a través de la válvula de control de presión PCV-12046 A/B hacia el desfogue ácido. La presión en el domo de la torre T-12001 12.50 Kg/Cm2 Man. Ajustes una temperatura en el domo de 86 ºC La presión en el fondo sería de 12.85 Kg/Cm2 Man. Temperatura en el fondo 216 ºC Temperatura de control a la salida del re-hervidor H-12002 es de 235 ºC Flujo a través de los serpentines del re-hervidor H-12002 a 72.657 m3/h dividido entre los dos pasos del horno. Las condiciones operacionales de la corriente que sale del fondo de la torre T-12001 después del E-12010 hacia la torre separadora de nafta T-12002, presión 2 Kg/Cm2 Man. y una temperatura de 137 ºC.

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IMPORTANTE Condiciones operacionales de la torre separadora de nafta T-12002:         

Ajustar la presión en el tambor de reflujo D-12007 en 1.5 Kg/Cm2 Man. a través de la válvula de control de presión PCV-12059 B controlando hacia el desfogue baja. La presión en el domo de la torre separadora de nafta T-12002 1.8 Kg/Cm2 Man. Ajustes una temperatura en el domo de la torre separadora de nafta T-12002 en 64 ºC Flujo de recirculación del tambor de reflujo será de 24.696 m3/h La presión en el fondo de la torre separadora de nafta T-12002 sería de 2.2 Kg/Cm2 Man. La temperatura en el fondo de la torre separadora de nafta T-12002 será de 161 ºC Temperatura de control a la salida del re-hervidor H-12003 es de 175 ºC Flujo a través de los serpentines del re-hervidor H-12003 70.838 m3/h dividido entre los dos pasos del horno. Las condiciones operacionales de la corriente que sale del fondo de la torre T-12002 después del E-12007 A-C hacia el límite de batería de la unidad – nafta pesada a tanque,

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5.4.2.


Ajuste las conciciones operacionales del tambor de carga D-12001 y la bomba de carga P-12001’s.

IMPORTANTE Las condiciones de operación de este sistema no tienen variación con la excepción de la máxima carga permitida bajo este esquema de carga:     

Nivel del tanque de carga D-12001 70 % de nivel de acuerdo al instrumento de nivel LIC12001. Temperatura de la nafta en el tanque 38 ºC. Presión de operación del tanque de carga D-12001 2.3 Kg/Cm2 Man. a través de las válvulas de control de presión PCV-12002 A/B Ajustar la carga de nafta en 37,12 m3/h Punto de ajuste de las válvulas de recirculación PCV-12004 y PCV-12005 73.8 Kg/Cm2

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5.4.3.

PREPARATIVOS, ALINEACIÓN, COMISIONADO Y PUESTA EN SERVICIO LA SECCIÓN DE REACCIÓN

8 "

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FECHA:MAYO 2011

IMPORTANTE P 49 T 43 D12 00 3

P 35 T 38

D12 00 9

P 33.5 T 38

E-12005

F 8387 Nm3/hr

P 71 T 142

C-12001

H2

C-12002

P 71 T 97

P-12015 EA-12008

T

R12 00 1A

P

AGUA DE LAVADO

EA-12001 E-12012

T 159

EA-12002

EA-12009

D12 00 2

P 2.3 T 38

PF-12001

E-12021

T12 00 3

T 55

NAFTA AMARGA

H2S P-12021

DEA

T 123

F 1266 Nm3/hr

EA-12010 TV-12001

E-12019

P 50 T 119

D-12011

T12 00 4

P-12019 VAPOR

P 49 T 43

E-12020

P-12001

T 275

EA-12101 T

F 43.63 m3/hr

F 9652 Nm3/hr

R12 00 3

20

R12 00 1B

T 21

AGUA AMARGA

H-12001

AGUA AMARGA

R12

P-12020

CONDENSADO P-12011

E-12010

F 41.43 m3/hr

P-12016 T 15

G.C .

D-12023

D-12022

D-12001 P 73.8

D-12024

P 10.2 T 130

E-12014

D-12004

P 9.5 T 42

P-12022

D-12005 F 42 m3/hr P 15.5

D-12033 P-12007

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IMPORTANTE  



La presión en tanque separador en frío D-12011 será de 49 Kg/Cm2 Man. y una temperatura de 43 ºC. En caso de ser necesario, la inyección de agua lavadora deberá efectuarse intermitentemente a razón de 1. 5 – 2.0 Gal/Bl de carga durante 15 minutos cada 8 horas de ser posible. Un flujo de carga de nafta de 37.12 m3/h a través de la válvula de control de flujo FV-12003.

RENDIMIENTO DE PRODUCTOS Y SUS PROPIEDADES

Nota: Rendimiento basado en un flujo de carga de 6.500 BPSD 42.9 M3/h. ≈

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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

PÁGINA 1 DE 7 DOCUMENTO Nº:

Minatitlán-PQ. 5

ANEXO : TABLA DE REGISTRO DE LAS VARIABLES DEL PROCESO

P5-UL-Z-V-ZPR-023

Contrato PR-OP-L-001/05P Nota: Registrar

REGISTRO DE LAS VARIABLES DE PROCESO

PUNTO DE MEDIDA

DESCRIPCIÓN

PID

VARIABLE

TAG

LOC.

FECHA :

Entrada de Carga

LB.

P5ULEAA40-10-04

FQI-12001 LV-12001 TI-12001 PI-12001A PI-12001B PIC-12002 PI-12002 LIC-12001 LG-12001 PIC-12005 PI-12513 PIC-12006 PIC-12514

SCD SCD SCD Local SCD SCD Local SCD Local SCD Local SCD Local

Kg/h % °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g % % Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g

Flujo Ent. Temp. Sal. Presión Ent. Presión Sal.

FIC-12134 TI-12087 PI-12525 PI-12529

DCS DCS Local Local

°C Kg/cm2 g Kg/cm2 g

Flujo Temp. Sal. Presión Ent. Presión Sal. Temp. Chim.

P Total

FIC-12136 TI-12088 PI-12526 PI-12530 TI-12080 PI-12023 C1 PI-12023 C HV-12001 TI-12035B TI-12035 PI-12017A1 PI-12017A PI-12017B1 PI-12017B PDI-12017

DCS DCS Local Local DCS SCD Local SCD DCS Local DCS Local DCS Local DCS

°C Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C mmH20 mmH20 % °C °C °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2

Temp. Prom. Presión Dif.

TI-12362 PDI-12018

DCS DCS

°C Kg/cm2

Temp. Prom.

TI-12369

DCS

°C

Presión Presión D-12001

Tanque de Carga

P5ULEAA40-10-05 Nivel

P-12001

Bomba/ Carga

P5ULEAA40-10-05

Presión Desc.

P-12001R

Relevo

P5ULEAA40-10-05

Presión Desc.

TURNO:

UNIDAD

HORA/LECTURA 7:00

Flujo Apert. Valv. Temperatura

REVISIÓN: 0 FECHA: MAYO 2011

solo las que apliquen

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

PASO 1

PASO 2

H-12001

Calentador /Carga

P5ULEAA40-10-11

Presión Tiro Pos. Damper Temp. Ent. Presión Ent.

R-12002

Reactor de HydroDesulfuración

Presión Sal. ∆

PRIMER LECHO CATALITICO

SEGUNDO LECHO CATALITICO

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00


Minatitlán-PQ. 5


P5-UL-Z-V-ZPR-023



PUNTO DE MEDIDA

DESCRIPCIÓN

D-12002

Tanque Sep. Cal. de los Prod. Del Reactor

P5ULEAA40-10-12

D-12003

Tanque de Succión del Comp. H2. Recirculación

P5ULEAA40-10-26

C-12002(T)

Compresor de Hidrogeno de Recirculación

P5ULEAA40-10-26

PID

VARIABLE

TAG

LOC.

FECHA :

P-12002 P-12002(R)

T-12001

Bomba de carga a Torre Debuanizadora Bomba Relevo

Torre Desbutanizadora

P5ULEAA40-10-14 P5ULEAA40-10-14

P5ULEAA40-10-17

TI-12092 PI-12024A Presión PI-12024 Nivel LIC-12003B PIC-12075 Presión PI-12075A PI-12075 Nivel LIC-12007 Temp. Suc. TI-12168 Temp. Desc. TI-12170 PI-2653D Presión Ent. PI-12078 PI-12653B Presión Suc. PI-12080 FI-12653 Flujo Desc. FI-12090 Presión Desc. PI-12557 FIC-12023A Flujo FI-12023A Presión Desc. PI-12558 PI-12040 Pres. Domo PI-120081 Temp. Domo TI-12106 FIC-12024 Caudal Reflujo FI-12024 TIC-12107 Temp. Plato 4 TI-12107 Temp. Fondo TI-12010

DCS DCS Local DCS DCS Local Local DCS DCS DCS DCS Local DCS Local DCS Local Local SCD Local Local SCD SCD SCD SCD Local SCD Local SCD

TURNO:

UNIDAD DE MEDIDA

HORA/LECTURA 7:00

Temperatura



°C Kg/cm2 g Kg/cm2 g % Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g % °C °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm 2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C °C °C °C

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00


Minatitlán-PQ. 5


P5-UL-Z-V-ZPR-023



PUNTO DE MEDIDA

DESCRIPCIÓN

PID

VARIABLE

TAG

LOC.



FECHA :

TURNO:

UNIDAD DE MEDIDA

HORA/LECTURA 7:00

8:00

9:00

10:00 PASO 1

Flujo Ent. Presión Ent. Temp. Ent. Presión Sal. Temp. Sal.

FFIC-12029 FI-12029 PI-12551 TI-12123 PI-12555 TI-12135

SCD Local Local SCD Local SCD

FFIC-12031 FI-12031 PI-12552 TI-12124 PI-12556 TI-12136 TI-12128 TIC-12139 TI-12139 PI-12051C1 PI-12051C HV-12002 PI-12107A PI-12165 TI-12072 LIC-12019 LG-12019 PIC-12034 PI-12034 TI-12375B LIC-12021 LG-12021 PI-12030A PI-12542 FI-12023B FI-12023

SCD Local Local SCD Local SCD SCD SCD Local SCD Local SCD Local Local DCS DCS Local DCS Local SCD SCD Local DCS Local DCS Local

Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g °C PASO 2

H-12002

Rehervidor de la Torre Debutanizadora

Flujo Ent. P5ULEAA40-10-19

Presión Ent. Temp. Ent. Presión Sal. Temp. Sal. Temp. Chim. Temp. Total de Salida Presión Tiro Pos. Damper

D-12004

D-12005

P-12007

Presión

Primer Separador de Nafta a Torre Desbutanizadora

P5ULEAA40-10-14

Seg. Sep. Naftas a Torre Desbutanizadora

P5ULEAA40-10-16

Segunda Bomba de Carga a Torre Desbutanizadora

P5ULEAA40-10-16

Temperatura Nivel Presión Temperatura Nivel Presión Desc. Flujo

Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g °C °C °C °C mmH20 mmH20 % Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C % % Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C % % Kg/cm2 g Kg/cm2 g

11:00

12:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00


Minatitlán-PQ. 5


P5-UL-Z-V-ZPR-023



PUNTO DE MEDIDA

P-12006 P-12006 (R)

D-12006

P-12003 P-12003 (R)

DESCRIPCIÓN Bomba del Rehervidor de la Torre Desbutanizadora Relevo Acumulador de Reflujo de la Torre Desbutanizadora Bomba de Reflujo de la Desbutanizadora Relevo

PID

P5ULEAA40-10-17 P5ULEAA40-10-17

VARIABLE

Presión Desc. Presión Desc. Presión

P5ULEAA40-10-18

Temperatura Nivel Presión Desc.

P5ULEAA40-10-18 P5ULEAA40-10-18

Flujo Presión Desc. Flujo

LPG Amargo a U-11000

Apert. Valv. Salida LB.

P5ULEAA40-10-18 Presión Temperatura Flujo

Gas Amargo a U-31000

Salida LB

P5ULEAA40-10-18

Presión Temperatura

FECHA :

LOC.

UNIDAD DE MEDIDA

PI-12544 PI-12041B

Local SCD

Kg/cm2 g Kg/cm2 g

PI-12041A PI-12545 PIC-12046 PI-12046A PI-12046 TI-12117 LIC-12023 LI-12023 LG-12023 PI-12548 FIC-12044 FI-12044A PI-12549 FQI-12118 FI-12118 FV-12023 PI-12052B PI-12052A PI-12052 TI-12074 FQI-12053 FI-12053 PIC-12092 PI-12092 TI-12119

Local Local SCD Local Local SCD SCD Local Local Local SCD Local Local SCD Local SCD DCS Local Local DCS DCS Local DCS Local DCS

TAG



Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C % % % Kg/cm2 g Kg/cm2 g % Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C

TURNO:

HORA/LECTURA 7:00

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00


Minatitlán-PQ. 5


P5-UL-Z-V-ZPR-023



PUNTO DE MEDIDA

DESCRIPCIÓN

PID

VARIABLE

TAG

LOC.

FECHA :

Presión Domo T. Domo Caudal Reflujo T-12002

Torre Separadora de Naftas

P5ULEAA40-10-20

Presión

D-12007

Acum. de Reflujo Separadora de Naftas

P5ULEAA40-10-22

P-12004

Bomba Reflujo Torre Sep. Naftas

P5ULEAA40-10-22

Bomba Relevo

P5ULEAA40-10-22

P-12004(R)

Apert. Valv. Reflujo Temp. Secc. Rectificación Temp. Secc. Fracc. Temp. Retor. Rehervidor Temp. Retor. Rehervidor Presión de Fondo Temp. de Fondo Temperatura Nivel Flujo Presión Desc. Presión Desc.

FI-12012 FI-12012A

DCS Local

LV-12022

DCS

TI-12145 PI-12056A PI-12056 TI-12143 FIC-12041 FI-12041

DCS DCS Local DCS DCS Local

FV-12041

DCS

%

TIC-12144 TI-12144

DCS Local

°C °C

TI-12146

DCS

°C

TIC-12141 DCS TI-12141 Local PI-12119A Local PI-12119B DCS PI-12122A DCS PI-12122 Local TI-12147 DCS TI-12142 DCS PIC-12059 DCS PI-12059 Local TIC-12152 SCD LIC-12028 SCD LG-12028 Local FIC-12062 DCS FI—12062A Local PI-12562 Local PI-12563 Local

TURNO:

UNIDAD DE MEDIDA

HORA/LECTURA 7:00

Flujo Alimentación Apert. Valv. Alimentación T. Aliment.



% Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C

°C °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C % % Kg/cm2 g Kg/cm 2 g

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00


Minatitlán-PQ. 5


P5-UL-Z-V-ZPR-023



PUNTO DE MEDIDA

DESCRIPCIÓN

PID

VARIABLE

TAG

LOC.



FECHA :

TURNO:

UNIDAD DE MEDIDA

HORA/LECTURA 7:00

8:00

9:00

10:00 PASO 1

Flujo Presión Ent. Temp.Ent. Presión Sal. H-12003

Rehervidor de la Torre Separadora de Naftas

Temp. Sal.

FI-12121 FI-12120 PI-12165A PI-12429A TI-12137B PI-1267A PI-12167 TI-12145A

SCD Local SCD Local SCD SCD Local

FI-12126 FI-12122 PI-12166 PI-12429 TI-12137A PI-12168A PI-12168 TI-12145B TI-12150A FIC-12119 PI-12150 PI-12569 TI-12149A PI-12570 FIC-12065 FI-12061A PI-12560 PI-12561 FQI-12042 LV-12028 PI-12061D TI-12154 FQI-12002 PI-12013A PI-12013 TI-12017A LV-12027

DCS Local SCD Local SCD SCD Local SCD SCD SCD SCD Local SCD Local SCD Local Local Local SCD SCD Local SCD SCD SCD Local SCD SCD

Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g °C

P5ULEAA40-10-23

PASO 2

Flujo Presión Ent. Temp.Ent. Presión Sal.

P-12025

Bomba Rehevidor de Naftas

P5ULEAA40-10-20

P-12025 (R)

Bomba Relevo

P5ULEAA40-10-20

P-12005

Bomba Nafta Pesada Producto.

P5ULEAA40-10-21

P-12005 (R)

Bomba Relevo

P5ULEAA40-10-21

Nafta Ligera Producto

LB.

P5ULEAA40-10-22

Nafta Pesada a Almacén.

LB.

P5ULEAA40-10-24

Temp. Sal. Temp. Chim. Flujo Presión Desc. Presión Desc. Temp. Desc. Presión Desc. Flujo Presión Desc. Presión Desc. Flujo Apert. Valv. Presión Temperatura Flujo Presión Temperatura Apertura Valv.

Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g % Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C %

11:00

12:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00


Minatitlán-PQ. 5


P5-UL-Z-V-ZPR-023



PUNTO DE MEDIDA

DESCRIPCIÓN

PID

VARIABLE

TAG

LOC.

FECHA :

LB.

D-12|011

Separador Frío de los Productos del Reactor

P5ULEAA40-10-24

Presión Temperatura Presión

P5ULEAA40-10-13 Temperatura Nivel Flujo

Agua de Lavado

LB.

P5ULEAA40-10-13

Apert. Valv. Presión Temperatura

FQI-12002A SCD PI-12014C SCD PI-12014 Local TI-12314A SCD PIC-12025 SCD PI-12025A Local PI-12025 Local PI-12105C Local TI-12093 SCD LIC-12004B SCD LG-12004 Local FQI-12014 SCD FIC-12021 SCD FI-12021 Local FV-12021 SCD PI-12029A SCD PI-12029 Local TI-12096 SCD

TURNO:

UNIDAD DE MEDIDA

HORA/LECTURA 7:00

Flujo

Nafta Pesada a U500



Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C % %

% Kg/cm2 g Kg/cm2 g °C

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

ANEXO 8.1 HIDRODESULFURA DORA DE NAFTAS DE COQUIZACIÓN U-12,000 CON NAFTA AMARGA P

49

T

43

EA-12010 TV-12001 P 33.5 P

35

T

38

T

E-12005

38

P

71

T

142

F 8387 Nm3/hr

P

71

T

97

3 0 0 2 1 D

H2S

C-12002

P-12021 P-12015 EA-12008

9 0 0 2 1 D

C-12001

T 123

F 1266

H2

DEA E-12021

Nm3/hr T

3 0 0 2 1 T

55

TC

AGUA DE

A 1 0 0 2 1 R

NAFTA AMARGA

PC

P

PF-12001

EA-12001

LAVADO P

T 159

E-12019

E-12012

50

T 119

EA-12009

EA-12002

2 0 0 2 1 -

2.3

P

49

T

43

D-12024

P-12019 VAPOR

D-12011 E-12020 D-12023

D

T 38

4 0 0 2 1 T

D-12022

D-12001 P

T

73.8

275

CONDENSADO

AGUA

EA-12101

P-12020

AMARGA

H-12001 F 43.63 m3/hr

P-12001

AMARGA 9652

Nm3/hr

B 1 0 0 2 1 R

T

2 1 0

m3/hr

3 0 0 2 1 R

T

AGUA

F

P-12011

E-12010 F 41.43

4 0 2

P-12016 P 10.2

T

E-12014

P 9.5

T 130

T 42

1 5 1

D-12004

G.C.

P-12022

D-12005 F

42

D-12033

m3/hr

P-12007

2 0 0 2 1 R

P 15.5

P-12002 r 6 h / 9 . 3 0 m M F S P

AGUA AMARGA

P

1.6

P

T 64

52

P

1 5 . 6

1.8 F

m 0 . 3 9 / h 2 r

E-12003

EA-12004

P 12.5 T

T 78

T 280

T

86

1 6 6

E-12102 D-12006

F 10.3

D-12007

m /hr P-12003 3

F

24.7

P 12.2

m3/hr

F

6.2 m3/hr

P

6.5

T

2 0 0 2 1 T

P-12004

T 40

P

2.0

T 137

T 175

H-12003

E-12008 P

2.2

5.0

T

38

1 0 0 2 1 T

T 235

H-12002

E-12007

F

P 12.8 T

216

G.C.

G.C.

F 36.1 m3/hr

NAFTA

LIGERA

PESADA

1 3 8 3

m 1 3 . 4 / h r

P-12026

NAFTA

33

T P

F

T 161

E-12013 P

1 1 0 2 1 E r h / 8 3 5 m

F 72.7

E-12006 F 70.6

P-12005

P-12025

m3/hr

m3/hr

P-12006

HC

LPG AMARGO

RECUPERADO

P5ULZVZPR-023 Procedimiento de Arranque Inicial Con Carga Alterna

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