[ Biblioteca Virtual en Salud |  OPS/OMS Colombia ]
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Análisis de asociaciones

CONTENIDO

  1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO
  2. CLASIFICACIÓN DEL PROCESO
  3. OBSERVACIONES GENERALES
  4. HISTORIAL DE MANTENIMIENTO
  5. HISTORIAL DE CALIBRACIONES
  6. HISTORIAL DE EVENTOS
  7. HAZOP
  8. ÍNDICES DOW
  9. ÍNDICES MOND
  10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
INSPECCION DE EQUIPOS
ANÁLISIS DE RIESGO

I. DESCRIPCION GENERAL DEL PROCESORegresar al Inicio

El objetivo principal de esta unidad es la obtención de un aceite parafínico libre de asfalto a partir de los fondos de la Torre de destilación al vacío (fondos de vacío).

La separación de las fracciones pesadas del aceite (asfaltos y asfaltenos) ocurre en una torre de extracción donde se ponen en contacto los fondos de vacío con un solvente apropiado (en este caso propano). En este proceso de extracción líquido-líquido es muy importante la relación solvente-carga y el perfil de temperaturas que se maneje en la torre.

El aceite desasfaltado (DAO) así obtenido es una de las cargas a la planta de fenol. El solvente (propano) es recuperado en las etapas finales del proceso y recirculado. El asfalto por su parte es enviado al pool de combustóleo.

II. CLASIFICACION DEL PROCESORegresar al Inicio

Este análisis se llevó a cabo siguiendo los lineamientos de:- NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION, RECOMENDED PRACTICE 479 A, Y NATIONAL ELECTRICAL CODE, ARTICLES 500-503, 510-517, los que son aceptados por el AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE, según boletín RECOMENDED PRACTICE FOR CLASSIFICATION OF LOCATIONS FOR ELECTRICAL INSTALLATIONS AT PETROLEUM FACILITIES. RP-500, y LAS NORMAS LOCALES, INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TECNICAS, NORMA 2050.

De acuerdo con el API RP 500, la planta tiene una clasificación:

CLASE: 1

DIVISION: 1

GRUPO: D

En el apéndice 1 se adjunta la Clasificación general de áreas con algunas características de los productos manejados.

III. OBSERVACIONES GENERALES Regresar al Inicio

A continuación se exponen algunas de las impresiones recogidas en las visitas a la planta:

El estado general de orden y aseo no es el mas recomendable, se observó gran cantidad de escombros y de aislamiento en el piso, además múltiples derrames de asfalto en el suelo, provenientes principalmente de los sellos de las bombas y las bridas de las tuberías.

Hay cárcamos que no tienen la rejilla correspondiente y en otros casos la rejilla no lo cubre completamente. En general hay procedimientos inadecuados de toma de muestras, esto se evidencia en el gran volumen de asfalto acumulado en recipientes ubicados bajo los puntos de muestra.

Por los continuos derrames de asfalto las escaleras son un poco resbalosas. Se hace necesario instalar un barandal en el lado sur de la plataforma del D-1001.

Se observan escapes de vapor en los sistemas de "tracing" (calentamiento de tuberías de proceso con líneas de vapor), al igual que mal estado general de los aislamientos.

Hay muchos medidores de presión y temperatura que tienen el vidrio del reloj sucio y en mal estado, lo que dificulta, e incluso imposibilita en algunos casos, la toma de los datos de proceso.

El sistema de soporte y alivio de esfuerzos en la tubería se ve descuidado, lo que demuestra falta de mantenimiento apropiado. Hay cierta falta de correspondencia entre el plano de tubería e instrumentación y las válvulas instaladas en el patio (concretamente el FRC 10002 es de mariposa y aparece como de globo en el plano, mientras que no aparece diagramado el FIC 10001).

Existe una fuga constante de condensado en los intercambiadores de calor situados en la cima de la torre de desasfaltado (T-1001). Algunas válvulas de seguridad poseen sistema de doble bloqueo. Este sistema debe tener candados para hacer oficial la apertura o cierre de las mismas.

En el apéndice 1 se anexan los formatos que se llenaron en el momento de la visita a la planta.

    HISTORIAL DE MANTENIMIENTO Regresar al Inicio

  1. Mecánico
  2. Eléctrico
  3. Proceso
a. Mantenimiento Mecánico: Según los datos de paradas de planta revisados (desde enero de 1987 hasta Junio de 1995) la planta tuvo un promedio de 6.77 paradas no programadas por año, con un tiempo medio de paro de 26.5 días por año. Se puede concluir de la misma fuente, que la planta en el período estudiado tuvo un factor de servicio del 91.91% (238.39 días fuera de operación por paradas no programadas en el período de 2950 días estudiados).
El porcentaje de participación de fallas por tipo de equipo que llevaron a una parada de planta se resume a continuación:
Torres 79.37 días 33.22%

Bombas 46.41 días 19.55%

Intercamb. 41.53 días 17.42%

Tanques 14.99 días 6.3%

Otros 56.00 días 23.51% (tubería, intercambiadores)

De las cifras anteriores se puede concluir que, aunque el estado externo general de la planta no es el mas recomendable, se ha alcanzado un factor de servicio alto. También se puede concluir que los equipos de alta criticidad son las torres y las bombas de proceso.

a.1) Tuberías: Se seleccionaron como circuitos críticos de tubería:

a. El circuito de carga y de asfalto, debido a que por las características del fluido se pueden presentar taponamientos por bajas temperaturas o altos niveles de erosión en la tubería por la posibilidad de que se presente flujo en dos fases.

b. El circuito de propano de alta, debido a que por el alto nivel de presión que maneja representa altos riesgos operacionales.

Se revisó la información aportada por el grupo de mantenimiento y los planos detallados de líneas de tubería, pero se presentaron grandes dificultades para relacionar los isométricos originales con las líneas de tubería diagramadas en los P&I, debido a que se utilizan sistemas de nomenclatura distintos. Por lo anterior se hicieron visitas y entrevistas a operadores y supervisores para determinar el estado y las modificaciones de los circuitos antes mencionados.

El sistema de tubería no ha recibido modificaciones substanciales con respecto al diseño original, pero se requirió cambiar, debido a taponamiento, la línea de carga de fondos de vacío desde el límite de batería. El mantenimiento que se efectúa a la tubería es eminentemente correctivo, ya que las calibraciones de espesor carecen de periodicidad y de un correcto sistema de registro.

a.2) Torres: El mantenimiento que se realiza a las torres es básicamente correctivo (en su mayoría los resultados y recomendaciones provienen de inspecciones en parada de planta). A las torres se les han realizado varias modificaciones con respecto al diseño original, tendientes a un mejor manejo de las corrientes gaseosas y a impedir el arrastre de hidrocarburos pesados con el propano.

a.3) Intercambiadores: Se realizan inspecciones de los intercambiadores en las apagadas de planta. Los principales problemas que acusan son altos niveles de corrosión y abolladuras en el momento del montaje. Es importante anotar el gran número de modificaciones que han sufrido los intercambiadores, principalmente relocalizaciones y cambio de número de pasos (E-1008). Las situaciones anteriormente expuestas pueden deberse al cambio en las propiedades y tipo de carga a la unidad.

a.4) Tambores: Se reportan cambios en el diámetro de algunas boquillas y niveles importantes de corrosión. La inspección se realiza en apagadas de planta y en esta se realizan mediciones de espesores, pero estas no quedan registradas con la suficiente periodicidad para determinar velocidades de corrosión.

a.5) Bombas: Han habido modificaciones menores en los sistemas de tubería por altas ratas de erosión y corrosión. Se reportan numerosos reemplazos de bombas. Se presentan fallas constantes por fugas en los sellos.

a.6) Válvulas de seguridad: Del análisis de los datos disponibles se puede concluir que se ha realizado un correcto mantenimiento preventivo desde 1990 a este tipo de equipo.

  1. Mantenimiento eléctrico: El mantenimiento eléctrico se circunscribe generalmente al aspecto correctivo sobre elementos térmicos o magnéticos de protección, cuando han sido causa de algún problema durante la operación. En general, después de las intervenciones en equipo eléctrico, las casillas quedan con tornillos incompletos y flojos, cables sueltos, registros abiertos etc.
El 90% de las instalaciones que tienen especificaciones a prueba de explosión carecen del elemento sellante. Muchos ductos y canalizaciones se encuentran inundados, tierras desconectadas y las redes de tierras incompletas o sin terminar. No se tiene un registro consistente sobre lecturas de aislamiento de cables y conductores.
  1. Mantenimiento de equipos de proceso: Generalmente se realiza durante el paro programado de las plantas y los detalles se encuentran registrados en los reportes correspondientes.
En el apéndice 2 se adjunta la relación de válvulas y los mantenimientos preventivos que se efectúan.

    HISTORIAL DE CALIBRACIONES Regresar al Inicio

Se anexa en el apéndice 3 la información consultada al respecto.

VI. HISTORIAL DE EVENTOS Regresar al Inicio

Los principales eventos y accidentes que se han presentado en la planta se presentan en la tabla resumen de la página siguiente. Estos eventos se recopilaron luego de revisar los reportes diarios de supervisores, el archivo histórico de documentos de la planta y un informe en el que se recopilaron los principales accidentes que produjeron paradas de planta desde el año de 1988.

Se puede concluir que los principales incidentes reportados son causados por escapes de propano a través de los sellos de las bombas y juntas o roturas de tubería. En el apéndice 4 se anexa la tabla con los eventos presentados.

VII. HAZOPRegresar al Inicio

VIII. INDICES DOWRegresar al Inicio

IX. INDICES MONDRegresar al Inicio

 

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DESASFALTADO CON PROPANORegresar al Inicio

1.- La distancia entre las tomas de presión de la platina de orificio y el medidor de presión diferencial DE LA TORRE T-1002, es muy grande, lo que puede causar taponamiento de las tomas. Se podrían utilizar tomas de presión con sistemas de diafragma. Colocar un sistema de medición del nivel de interfase adecuado, no es muy aconsejable la medición de nivel de interfase por celdas diferenciales de presión.

2.- Instalar alarmas por alto y bajo nivel de interfase en la torre t-1002 y por bajo flujo de solvente.

3.- Instalar alarmas por alto y bajo nivel de interfase en la torre y por bajo flujo de solvente.

4.- InstalaR alarmas por alto nivel en las torres de flasheo y despojo.

5.- InstalaR alarmas y cortes de flujo por bajo nivel de las torres de flasheo.

6.- Instalar un accionador para el sistema de rociadores del D-1001 en el cuarto de control, lo que disminuiría el tiempo de respuesta ante una emergEncia por falla de agua de enfriamiento.Las recomendaciones específicas para cada anomalía detectada se encuentran dentro del hazop.
 
 

NIDAD DE DESASFALTADO CON PROPANO

INSPECCION DE EQUIPOSRegresar al Inicio

1. REPARACIÓN Y/ O MODIFICACIONES DE LA SECCIÓN DE DESASFALTADO CON PROPANO DE LA PLANTA DE PARAFINAS Y BASES LUBRICANTES

INTRODUCCION

El siguiente trabajo es una herramienta útil para predecir la seguridad de las plantas de proceso , identificando equipos y lineas críticas que permitan un mantenimiento más eficiente . Se basa en la investigación de los eventos más relevantes en el funcionamiento de los equipos (Cambios, instalación de nuevos equipos , relocalizaciones y recomendaciones del grupo de inspección y mantenimiento ).
 
 

DESASFALTADO CON PROPANO

INSPECCIONES DE CALIBRACIONES

1. LINEAS CRITICAS

Se seleccionaron las siguientes líneas o circuitos como las más críticas por las razones que a continuación se detallan:

    CIRCUITO DE CARGA Y CIRCUITO DE ASFALTO:

Debido a las características del fluído se pueden presentar taponamientos cuando las temperaturas descienden a niveles inapropiados o cuando baja la inyección de aceite liviano de ciclo, el cual ayuda a facilitar el transporte del mismo. Se tuvo en cuenta la naturaleza fuertemente abrasiva del fluído, el cual influye considerablemente en el deterioro de los sellos de las bombas.
 
 

    CIRCUITO DE PROPANO DE ALTA PRESION:

Se pueden presentar altos riesgos operacionales por una inadecuada operación y/o deterioro en instrumentación y equipos, debido al nivel de presión que maneja.
 
 

METODOLOGIA

Una inspección de calibraciones generalmente se lleva a cabo como sigue:
  1. Comparación de los diagramas de diseño originales con la disposición actual de la planta.
  2. Revisión del historial de las calibraciones, teniendo en cuenta, reformas, reemplazos, disposición de las líneas ( horizontales y verticales), condiciones óptimas de operación, puntos de muestreo, material de las líneas y fechas de cada una de las calibraciones.

Observación:

Al revisar la información disponible de calibraciones, suministrada por el grupo de mantenimiento, se encontró que era difícil utilizarla para los objetivos del estudio, ya que no es clara en el seguimiento al mantenimiento de las líneas críticas, debido a la falta de certeza en la ubicación de los puntos de muestreo y la dificultad para relacionar la información de cada línea con los isométricos originales.

Teniendo en cuenta lo anterior, se hicieron visitas a las plantas de proceso y con el asesoramiento de operadores experimentados, se recorrió cada circuito crítico, se consultó a los supervisores con referencia a sus observaciones y recomendaciones de las modificaciones y cambios en los circuitos.
 
 

1. REPARACIÓN Y/ O MODIFICACIONES DE LA SECCIÓN DE DESASFALTADO CON PROPANO DE LA PLANTA DE PARAFINAS Y BASES LUBRICANTESRegresar al Inicio

1.1 TORRES

1.2 INTERCAMBIADORES

1.3 TAMBORES

1.4 BOMBAS

1.5 VALVULAS DE SEGURIDAD

2. DETALLE CAMBIOS A REALIZAR

2.1 EQUIPOS NUEVOS

2.1.1 INTERCAMBIADORES

2.1.2 BOMBAS

2.2 VALVULAS DE CONTROL
2.2.1 VALVULAS NUEVAS

2.2.2 VÁLVULAS A INSTALARLE POSICIONADOR

2.2.3 CAMBIO EN PORT

2.3 VALVULAS DE SEGURIDAD NUEVAS

2.4 TUBERIAS

2.5 ESTRUCTURAS METALICAS

2.6 ELECTRICO

  1. REPARACIÓN Y/ O MODIFICACIONES DE LA SECCIÓN DE DESASFALTADO CON PROPANO DE LA PLANTA DE PARAFINAS Y BASES LUBRICANTES

    2.  

     
     
     

    1. TORRES Regresar al Inicio
EQUIPO
CAMBIOS REQUERIDOS Y RECOMENDACIONES
FECHA
T-1002
  1. Eliminar la bandeja existente a 7`6" de la línea tangente del fondo e instalar en su lugar una boquilla para alimento, de 12" , con entrada tangencial.
  2. Instalar brida ciega en la actual boquilla de carga a la torre ( 10", sch 40).
  3. Fabricar un bafle separador líquido-gas para ser instalado a 3´6" de la línea tangente del fondo, con un " riser" y un bajante de 10" , sch 80.
  4. Actualmente la torre dispone de un serpentín en la parte superior para prevenir la formación de espuma. Debe eliminarse con el fin de instalar sobre este una nueva sección empacada (mellapak) de 49,6" de altura para prevenir arrastre de aceite desasfaltado.
Con igual fin deben modificarse la boquilla de salida de vapores.
1990
RECOMENDACIÓN #400

Inspeccionada y calibrada la torre T-1002 se observa en buenas condiciones.

Se recomienda:

El serpentín interior con espesores de 0,20"/0,18"/0,19", pero se requiere realizar prueba hidrostática a 510 psig.
Mayo 15/1994
T- 1003
  1. Fabricar e instalar un nuevo distribuidor perforado para la alimentación.
  2. Relocalizar el bafle separador.
  3. Relocalizar la malla separadora e instalar una sección de empaque (mellapak) de 33,1" de altura, en la zona superior.
  4. Modificar la boquilla de salida de vapores (diam 3"), prolongándola internamente.
  5. Perforar en la bandeja superior una nueva fila de huecos de 1/2" diam y 1" de paso.
  6. Ampliar el diámetro de la boquilla de salida de líquido a 4" e instalar bafle antivortice.
Instalar las boquillas para el nuevo transmisor d/p cell (celda de presión diferencial).
1990
T- 1004 A
  1. Ampliar el diámetro de la boquilla de salida de vapores de 4" a 6".
  2. Ampliar el diámetro de la salida de líquido de 2" a 4" e instalar bafle antivortice.
  3. Relocalizar la malla separadora e instalar una sección de ampaque adicional (mellapak) de 24,8" de altura, en la zona superior de la torre.
Instalar nuevas boquillas para el montaje del nuevo transmisor d/p cell (celda de presión diferencial).
1990
T- 1004B
  1. Relocalizar bafle separador líquido-vapor.
  2. Relocalizar la toma superior del LC.
  3. Fabricar e instalar el nuevo distribuidor de vapor de despojo.
  4. Relocalizar la malla separadora e instalar una sección de ampaque adicional (mellapak) de 24,8" de altura, ubicada en la sección superior de la torre.
  5. Ampliar el diámetro de la boquilla de salida de vapores a 4".
Ampliar el diámetro de la bnoquilla de salida de líquido de 3 a 4".
1990
    1. INTERCAMBIADORES Regresar al Inicio
EQUIPO
CAMBIOS REQUERIDOS Y RECOMENDACIONES
FECHA
E-1001 Nueva localización (Ver gráfico).
1990
RECOMENDACIÓN #391

E-1001 Enfriador de aceite de carga

Antecedentes a tener en cuenta

  1. El flujo que maneja el haz por lado tubos es agua industrial.
  2. En 1990 se cambió metalurgia de la tubería pasando de admiralty a acero al carbón.
Una vez inspeccionado el haz se encontró lo siguiente:
  1. Corrosión bajo depósito formándose picaduras en los cabezales e interior de la tubería.
  2. Por el lado casco la tubería se observa en buenas condiciones.
Con el fin de cuantificar el daño interior de la tubería teniendo en cuenta la pobre resistencia a la corrosión del acero al carbón al agua industrial se recomienda:
  1. Retirar tubos en 5 sitios marcados en el cabezal fijo.
  2. De cada tubo seleccionar sus extremos y parte intermedia
Cortar en dos mitades cada una de las partes seleccionadas y entregarlas al GIE para su respectivo análisis.
Mayo 14/1994
RECOMENDACIÓN #404

Inspección de las cañuelas del intercambiador E-1001 se recomienda:

  1. Reentubarlo 100% reutilizando cabezales y bafles.
Utilizar 164 tubos ASTM-A-179 de 3/4" O.D.xBWG 14x20'.
Mayo 19/1993
E-1003
  1. Instalar dos nuevas boquillas S1 de 300# RF de 2" de diámetro para montaje del LT-10003
Instalar nuevo aislamiento externo.
1990
RECOMENDACIÓN #394 

Inspeccionando el haz del Intercambiador E-1003 se recomienda:

  1. Enderezar y soldar la varilla que se encuentra reventada en el cabezal fijo. Utilizar E- 6010.
Mayo 15/1993
RECOMENDACIÓN #402

Inspeccionada y calibrada la canal del E-1003 se encontraron signos de escape en operación en coupling de boquilla y tapa canal: 

Se recomienda:

  1. Retirar el tapón, limpiar la rosca para permitir inspección; y cambiar el tapón utilizando material en acero carbón ASTM A-105 x 3000 psi.
Retirar la tapa canal para inspección del área de sello.
Mayo 19/1994
E-1004 Nueva localización (Ver gráfico).
1990
E-1005
  1. Retirar actual boquilla S1 de 3" de diámetro y colocar una nueva de 4" de diámetro.
Instalar nuevo aislamiento externo.
1990
RECOMENDACIÓN #384

Inspeccionado el casco del intercambiador E-1005 (enfriador de asfalto producto) se encontró el área de sello lado casco golpeada, por lo anterior se recomienda:

Esmerilar el área marcada, aplicar soldadura E-6010 y esmerilar hasta obtener superficie uniforme.
Mayo 14/1994
RECOMENDACIÓN #396

Inspeccionando el haz del Intercambiador E-1005 se encontró lo siguiente:

  1. Tubería con picadura exterior general leve, profundidad menor de 1/64".
  2. Cabezales en buenas condiciones.
  3. Bafles de la parte inferior deformados a consecuencia del arrastre en el momento de ser sacado el haz.
Para el Vo Bo del haz se recomienda:

Enderezar bafles en su gran mayoría, por zonas marcadas con tiza amarilla.
Mayo 15/1994
E-1006 RECOMENDACIÓN #375

Inspeccionada y calibrado el E-1006 (condensador de las despojadoras) tapa casco, se recomienda:

  1. Retirar los tapones ( signos de escape en operación), limpiar las roscas de los couplings, permitir inspección de las roscas y cambiar los tapones; utilizar material de acero al carbono ASTM A-105 x 3000 psig.
Exteriormente la pintura se aprecia chorreada de producto, realizar limpieza con grata y aplicar una pintura de referencia 132XX de pintuco ( según norma de mantenimiento general X-002).
Mayo 12/1994
RECOMENDACIÓN #381

Inspeccionada la tapa cabezal flotante del intercambiador E-1006(Condensador de las despojadoras) se encontró corrosión severa interna, disminución del área de sello y adelgazamiento de la platina divisoria, por lo anterior se recomienda:

  1. Rellenar internamente las zonas marcadas, recuperar el área de sello y maquinar hasta las dimensiones originales; utilizar E-6010.
Cambiar la platina divisoria; utilizar lámina A-283 gr C de 5/16" de espesor y soldadura E-6013.
Mayo 13/1994
RECOMENDACIÓN #383

Inspección del intercambiador E-1006 (condensador de las despojadoras)

  1. CASCO: Inspeccionado y calibrado se recomienda:
  • En el área de sello de la brida del casco, lado cabezal flotante( sector oriental) en las 9 zonas que representan golpes (producidos durante el desensamblaje del intyercambiador) rellenar con E-6010 y maquinar a ras.
  • En la boquilla superior oriental, en los tapones hay signos de escape en operación: retirar los tapones, limpiar la rosca del coupling, permitir la inspección por parte del GIE, cambiar los tapones, utilizar material ASTM A-105 x 3000psig.
  1. CANAL: Inspeccionada la canal del intercambiador en referencia se encontró escape en operación por coupling, se marcó en el campo, por lo anterior se recomienda:
Retirar el tapón, limpiar la rosca del coupling, permitir la inspección de dicha rosca, cambiar el tapón; utilizar material de acero carbón ASTM A-105 x 3000 psi.
Mayo 14/1994
RECOMENDACIÓN #452

Inspeccionando el intercambiador E-1006 (condensador de las despojadoras), se encontró con grietas longitudinales y transversales desde la mitad del haz hasta el cabezal fijo; al parecer estas grietas se deben a SSC. Se limó unos de los tubos hasta retirar 1 milímetro sin lograr desaparecer las grietas.

Se recomienda:

Reentubar 100% el haz reutilizando cabezales y bafles ( enderezar uno de ellos que esta torcido por acción mecánica. Utilizar 80 tubos ASTM-B-111-443 de 1" O.D.x BWG 14 x20' de longitud.
Mayo 19 de 1993
E-1007A/B Estos intercambiadores serán relocalizados en el cuarto nivel de la plataforma, requiriéndose la adición de este cuarto nivel a la plataforma existente.
1990
RECOMENDACIÓN #382

Inspeccionada la canal del intercambiador E-1007 -01 (condensador de propano) se encontró en el área de sello de la platina divisoria con disminución en su espesor, por lo anterior se recomienda:

Cambiar las dos últimas pulgadas de la platina divisoria marcadas en el campo, utilizar lámina A-283 gr. C de 1/2" de espesor, soldar con E-6010.
Mayo 14/1994
RECOMENDACIÓN #447

Inspeccionada la tapa cabezal flotante del intercambiador E-1007 B (condensador de propano), se encontró corrosión en la parte cilíndrica del área del sello, con el fin de evitar paso de HC hacia el lado tubos.

Se recomienda:

  1. Esmerilar las zonas marcadas en el campo con tiza amarilla 300o de la circunferencia.
  2. Rellenar las zonas esmeriladas con E-6010.
Maquinar esta superficie para recuperar el área de sello nuevamente.
Mayo 19 de 1993
RECOMENDACIÓN #453

Inspeccionando el haz de del intercambiador E- 1007A (condensador de propano), se encontró una de las láminas inferiores que van de los bafles con sus soldaduras desgarradas hacia el lado cabezal flotante parte contraria a la platina de impacto. Igualmente se encontró un bafle torcido.

Por lo anterior se recomienda:

1.Resoldar la platina desgarrada utilizando E-6010.

2.Enderezar el bafle trocido.
Mayo 19 de 1993
E-1007 C RECOMENDACIÓN #390

Inspeccionada la tapa cabezal flotante del intercambiador E-1007 C (calentador de solvente a la T-1002) se observa adelgazamiento en el área de sello de la platina divisoria, por lo anterior y con el fin de prevenir el flujo de agua de un paso a otro.

Se recomienda:

  1. Reconstruir el borde de la platina marcado e indicado en el dibujo adjunto, utilizar E-6010.
  2. Esmerilar a ras para recuperar el área de sello .
Mayo 14/1994
E-1008
  1. Retirar la boquilla actual de entrada del lado casco S1 de 4" y colocar la nueva boquilla de 6" de 300# RF.
  2. Cambiar las boquillas de entrada y salida de tubos T1,T2 de 4 A 6" de diámetro.
  3. Disminuir el número de pasos de 8 a 4.
  4. Instalar nuevo aislamiento externo.
1990
E-1009 Nueva localización (Ver gráfico).
1990
RECOMENDACIÓN #381

Inspeccionada y calibrada la tapa cabezal flotante del intercambiador E-1009 (calentador de asfalto mezcla carga a T-1004A) se encontraron los extremos de la platina divisoria 8 zona adyacente al área de sello de la tapa cabezal flotante ) con socavaduras. Se recomienda:

Aplicar E-6010 en los extremos del área de sello de la platina divisoria y ,maquinar a dimensiones originales.
Mayo 13/1994
RECOMENDACIÓN #388

Inspeccionando al haz del intercambiador E-1009(calentador de asfalto mezcla carga a T- 1002), se recomienda:

  1. Extraer el tubo marcado en el campo y extraer cuatro (4) cañuelas de la siguiente manera:
  • Una de cada cabezal que incluya 2" después de este.
  • Dos igualmente espaciadas en la longitud
  • Reemplazarlo con tubo A-179 de diámetro 3/4" x BWG 12 x 20' longitud.
  1. Tapar dos orificios para tubería encontrados en los bafles del haz; utilizar tapones en acero carbón haciéndoles filete con E-6010.
Verificar con ingeniería de procesos la necesidad y ubicación de la platina de impacto.
Mayo 14/1993
RECOMENDACIÓN #389

Inspeccionada la canal del intercambiador E-1009 (calentador de asfalto mezcla carga a T-1002), una vez retirada la tapa se encontró que las platinas divisorias lado tapa canal presentan sacavaduras en los extremos de las platinas.

Por lo anterior se recomienda:

  1. Rellenar las socavaduras marcadas e indicadas en el campo, utilizar E-6010.
  2. Esmerilar a ras para recuperar el área de sello.
Mayo 14/1994
E-1010
  1. Este intercambiador será relocalizado en el primer nivel de la nueva plataforma de intercambiadores.
  2. Retirar las conexiones T1 Y T2 de 6" de diámetro, 150#RF y colocar nuevas conexioneds de 6" diámetro, 300#RF.
Instalar nuevo aislamiento externo.
1990
RECOMENDACIÓN #381

Inspeccionado y calibrado el casco del intercambiador E-1010 (calentador de aceite desasfaltado mezcla carga a la T-1002), por lo cual se recomienda:

  1. Instalar perno de anclaje faltante, en el lado nor - occidental; utilizar pernos de material ASTM 1-193 gr B7.
  2. Cambiar el aislamiento de la boquilla superior del casco, en el lado occidental; utilizar silicato de calcio de 1,5" espesor y proteger con aluminio o LAG SEAL de belzona (información del GIE).
Retirar los dos soportes existentes en el casco, en su parte superior ( estos se comportan como aletas).
Mayo 13/1994
    1. TAMBORES Regresar al Inicio
EQUIPO
CAMBIOS REQUERIDOS Y RECOMENDACIONES
FECHA
D-1001 La actual boquilla de 3" diámetro para el relevo de la válvula de seguridad debe ser ampliada a 4".
1990
D-1002 RECOMENDACIÓN #385

Inspeccionado y calibrado el D-1002 ( separador de condensado de baja presión) se recomienda:

  1. Remover exteriormente la pintura ( con medios manuales y mecánicos ó por limpieza con chorros de arena grado metal blanco): aplicar una mano de anticorrosivo referencia 10026 de pintuco y una mano de pintura de acabado PINTUCOAT referencia 132XX (color según norma de mantenimiento general X-002 ) de pintuco.
  2. Cambiar la brida del hand hole ( boquilla superior # 4 contando de oriente a occidente) por tener el área de sello con picaduras generalizadas; utilizar brida slip on, ASTM A-105, diámetro 8" x 150 # cara levantada, cédula 80; utilizar como soldadura electrodos E-6013.
  • La tapa de la misma boquilla, cambiarla utilizando brida ciega ASTM A-105, diámetro 8" x 150 # , cédula 80.
Destapar y permitir la inspección del área de sello de las bridas de las otras boquillas del tambor.
Mayo 14/1994
    1. BOMBAS Regresar al Inicio
EQUIPO
CAMBIOS REQUERIDOS Y RECOMENDACIONES
FECHA
P-1001A,D RECOMENDACIÓN #505

Cambiar línea y codo de 2" de diámetro, marcados en el anexo correspondientes a la succión de las P-1001A,D por encontrarse en mal estado ,por corrosión interior y exterior.

Se recomienda:

Tubería a 106 Gr B SCH 80 de 2" de diámetro, accesorios en material A 234 WPB, SCH 80 por 2" de diámetro, soldar con E 6010 el pase de raíz y E 7018 los rellenos.

Control de calidad:

Prueba de líquidos penetrantes al pase de raíz y prueba hidrostática a 100 psi.
26 de Mayo de 1994
P-1002C (Circulación de solvente)
  1. Bomba y motores nuevos. Esta bomba opera en paralelo con la actual P-1002A o P-1002B.
  2. Esta bomba se instalará en el lugar actualmente ocupado por la P-1005.
El motor será de 200 HP y la alimentación eléctrica se tomará de la SS#2.
1990
P-1003C/D (Dao producto)
  1. Estas bombas y sus motores son nuevas, reemplazan a las P-1003A/B y quedará ubicadas en el mismo lugar.
  2. La bombas estarán accionadas por un motor de 25HP.
Se retirarán de su posición actual las P-1003A/B (incluye todo el conjunto: bombas, accionador y base plate).
1990
P-1004C/D (Asfalto producto)
  1. Bombas con motores nuevos reemplazarán a las actuales P-1004A/B. quedarán ubicadas en el mismo sitio.
  2. La bombas estarán accionadas por un motor eléctricos de 20HP.
Se retirarán de su posición actual las P-1004/B (incluye todo el conjunto: bombas, accionador y base plate).
1990
P-1005 (Reposición de solvente)
  1. Esta bomba y su motor serán relocalizadas al sitio que actualmente ocupa la P-1007 (la cual se retira de la planta).
2. Se reutilizará todo el conjunto bomba - motor - base plate.
1990
    1. VALVULAS DE SEGURIDAD Regresar al Inicio
EQUIPO
CAMBIOS REQUERIDOS Y RECOMENDACIONES
FECHA
Válvulas de bloques en válvulas de seguridad De acuerdo con lo establecido en las normas de diseño de EXXON, y con lo recomendado por esta misma compañía en la auditoría de seguridad realizada en el C.IB. en 1988, las válvulas de seguridad cuya frecuencia de mantenimiento requerida segun su servicio, sea mayor que la de la parada general de la planta correspondiente, se deben disponer de válvulas de bloque que permitan su retiro en operación. Adicionalmente, se recomienda relocalizar hacia el cabezal de la Tea, la descarga de las válvulas de seguridad de las Torres T-1003 y T-1004B (despojadoras de propano), que actualmente decargan al piso, instalando facilidades para ala inyección de diluyente (A.L.C.), esta facilidad para inyección de diluyente se debe instalar también en las válvulas de seguridad asociadas a los siguientes equipos: D- 1001, T-1002, T-1004A y D-1002, que se disparan a la Tea.

DETALLE CAMBIOS A REALIZAR Regresar al Inicio

EQUIPOS NUEVOS

      INTERCAMBIADORES

      TIPO D CARC TUBOS LONG(FT)
      E-1001 AES 17" 164 20
      E-1004 AES 23" 182 20
      E-1009 AES 29" 525 20 
      E-1007C/D AES 34" 407 20

      BOMBAS

    GPM DELTA P RPM VOLT AMP HP H
    P-1004C/D 59,4 1755 440 26,1 20 381
    P-1002C 620 356 3550 440 200
    P-1003C/D 70 136 3550 440 32,8 25

    VALVULAS DE CONTROL

      VALVULAS NUEVAS

      TAG NUEVO REEMPLAZA A TAMAÑO(") MATERIAL
      FRCV-10003 FRCV-10005 3 cs
      FRCV-10004 FRCV-10002 6 cs
      FICV-10001 FICV-10001 2 cs
      TICV-10005 TICV-10005 6 cs
      TICV-10003 TICV-10003 10 cs
      TICV-10001 TICV-10001 3 cs
      TICV-10006 TICV-10006(1) 3 1,25cr
      PRCV-1002 6 cs
      LICV-10006 LCV-10004 4 1,25cr
      LICV-10003 LCV-10002(2) 4 cr

      NOTAS: (1) Reutilizar TICV-1001

      (2) Reutilizar cuerpo.

      VÁLVULAS A INSTALARLE POSICIONADOR

      TAG NUEVO TAG VIEJO
      TRCV-1002 ThRCV-1001
      TICV-10004 ThICV-10004
      FRCV-10002 FRCV-10001
      FRCV-10012 FRCV-10004
      LICV-10004 LCV-10003
      LICV-10005 LCV-10001
      LICV-10007 LCV-10005
      PRCV-10001A PRCV-10001A
      PRCV-10001B PRCV-10001B
    1. CAMBIO EN PORT
    LICV-1006 LCV-10004

    VALVULAS DE SEGURIDAD NUEVAS Regresar al Inicio

    Tamaño (in/out)
    RV T- 1001 3"/ 4"
    RV T- 1002 4"/ 6"
    RV T- 1003 3"/ 4"
    RV T- 1004A 2,5"/ 4"
    RV T- 1004B 1,5"/ 3"
    RV D- 1001 4"/ 6"
    RV E- 1001 0,75"/ 1"
    RV E- 1006 0,75"/ 1"
    RV E- 1007A 0,75"/ 1"
    RV E- 1007B 0,75"/ 1"
    RV E- 1007C 0,75"/ 1"
    RV E- 1007D 0,75"/ 1"
    RV E- 1008 0,75"/ 1"

    TUBERIAS Regresar al Inicio

    PREFABRICACIÓN
    Acero carbón diámetro > 2" 24027 kg
    Acero aleado diámetro > 2" 2180kg
    Soportes 3500kg
    MONTAJES
    Acero carbón diámetro > 2" 36029 kg
    Acero aleado diámetro > 2" 3254kg
    Soportes auxiliares 3600kg
    PREFABRICACIÓN Y MONTAJE DIAM < 2"
    Acero al carbón diámetro 1992 kg
    Acero aleado 207kg
    DESMANTELAMIENTO
    Diámetro >2" 20000kg
    Diámetro <2" 1500kg
    AISLAMIENTOS
    Accesorios 441 UN
    Tubería 2 a 14" 682 ML
    Tubería diámetro <2" 62ML
    Equipos 135 M2

    ESTRUCTURAS METALICAS Regresar al Inicio

    Columnas en perfil 5900kg
    Plataformas 27000kg
    Barandas 2060kg
    Silletas para intercambiadores 2350kg
    Escaleras 820kg
    -------------
    38130kg

    ELECTRICO Regresar al Inicio

  1. Sistema de puesta a tierra
  • Colocación de cable de cobre desnudo enterrado510 ML
  • Instalación y conexión a pozos y electrodos 5 UN
  • Conexiones a los diferentes equipos 15 UN
  1. Sistema de fuerza
  • Tiraje de cable en conduits2900 ML
  • Instalación en conduit enterrado 600 ML
  • Instalación de conduit aéreo 42 ML
  1. Sistema de iluminación
  • Instalación o reubicación de iluminarias 23 ML
  1. Tableros y equipos eléctricos varios
  • Instalación de tableros eléctricos 3 UN
  • Instalación de motores 6 UN
  • Instalación de estaciones pulsadoras de control 6UN
  • Instalación de cajas de empalme 14 UN
  1. Desmantelamiento y/o conexiones
  • Aparatos de iluminación 13 UN
  • Motores eléctricos 4 UN

ANÁLISIS DE RIESGORegresar al Inicio

CONTENIDO

  1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL LOS PROCESOS DE LAS PLANTAS DE AROMÁTICOS.
  2. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
  3. OBSERVACIONES GENERALES
  4. HISTORIAL DE MANTENIMIENTO
  5. HISTORIAL DE CALIBRACIONES
  6. HISTORIAL DE EVENTOS
  7. HAZOP
  8. ÍNDICES DOW
  9. INDICES MOND
  10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

I. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO.

La planta de Aromáticos de Ecopetrol fue diseñada para producir Aromáticos de alta pureza, mediante la utilización de unidades de proceso que hacen posible la transformación de la Nafta Virgen de bajo octanaje en una serie de productos y subproductos de tipo aromático y no aromático respectivamente. Los procesos han sido desarrollados por UOP.

Dentro de las unidades que integran la planta se encuentran tres procesos catalíticos; Unifining, Platforming, y Hydrar. Adicional a estos procesos se cuenta con un proceso de extracción líquido-líquido llamado Sulfolane de patente Shell, un proceso de Hidrodealquilación Térmica desarrollada por UOP y un proceso universal de Fraccionamiento de Aromáticos.

La planta de Aromáticos produce benceno, tolueno, xilenos mezclados, ortoxileno, ciclohexano, varsol y aromáticos pesados.

U-1300 PREFRACCIONAMIENTO

Es una unidad en la que se hace un corte a la nafta para retirar los livianos menores de 6 carbones y los pesados mayores de 9 carbones, ya que los precursores de los aromáticos son los C6, C7 y C8. En esta unidad se produce Varsol y Virginoil. Su carga de diseño son 10553 BPD de Nafta Virgen procedente de las unidades de destilación primaria.

Las fracciones livianas y pesadas se envían al pool de gasolina como nafta liviana y nafta pesada. El volumen establecido por diseño de cada una de las corrientes es:

637 BPD de Nafta liviana

600 BPD de Disolvente 4

3316 BPD de Nafta pesada

6000 BPD de carga a Unifining

U-1300 UNIFINING

Este proceso consiste en tratar con H2 la nafta que se preparó en prefraccionamiento a través de un lecho catalitico, con el fin de retirarle los contaminantes de azufre, nitrógeno, oxígeno, olefinas y metales para poder procesarla en la unidad de platforming. La capacidad probada en esta unidad llega a 6800 BPD vs 6000 BPD de diseño .

U-1300 PLATFORMING

Es el proceso de reformado catalítico de la nafta para convertir los productos no aromáticos en aromáticos utilizando un catalizador a base de platino y renio.

El diseño contempla 6000 BPD de carga , 568 BPD de nafta liviana y 4691 BPD de platformado.

U-1400 SULFOLANE

Es el proceso de extracción líquido líquido por el cual se separan los aromáticos de los no aromáticos, utilizando el solvente Sulfolane desarrollado por la compañía Shell.

La unidad de extracción con Sulfolane está diseñada para procesar4704 BPD de platformado con un contenido de aromáticos que puede fluctuar entre 50 y 70%.

U-1500 FRACCIONAMIENTO

La unidad de fraccionamiento de aromáticos está diseñada para procesar 3312 BPD de extracto formado por la mezcla de 2219 BPD de extracto producido en la unidad Sulfolane y 1093 de producto de la unidad Hydeal.

Como paso previo a la destilación está un proceso de adsorción para eliminar las diolefinas, y asi estabilizar los productos con el fin de evitar que por oxidación se dañe el color de los mismos.

Primero se separa el benceno de los demás; la pureza mínima debe ser de 99.85%, Después se destila el tolueno con especificaciones de 99.8%. Posteriormente se separan los xilenos para luego producirse por la cima de la última torre ortoxileno y por el fondo aromáticos pesados.

La capacidad probada en esta unidad llega a 3800 BPD, su diseño es de 3312 BPD.

U-1600 HIDRODEALQUILACION O HYDEAL

En esta unidad se produce benceno con un 60-65% de conversión a partir de tolueno y xilenos.

Este proceso inició su operación usando el proceso catalítico Hydeal patantado por la UOP. Fue diseñada para cargar 1079 BPD. Durante 9 años se operó utilizando el catalizador HD-4, sin embargo esta tecnología fue simplificada al comprobarse que la hidrodealquilación catalítica representaba muchos problemas referentes a envenenamientos del catalizador, alto consumo de servicios debido a las muy altas temperaturas y otros inconvenientes de tipo mecánico.

En 1981 se elimino el proceso catalítico, al reemplazar el catalizador por un lecho parcial, conformado por solo cerámica que dio resultados satisfactorios.

U-1700 HIDRODEALQUILACION O HYDRAR

La unidad de proceso Hydrar ha sido diseñada para la producción de ciclohexano de alta pureza, mediante la hidrogenación en fase líquida del benceno puro.

La reacción se lleva a cabo en tres reactores catalíticos en presencia de hidrógeno utilizando un catalizador a base de platino.
 
 

ESQUEMA DE PRODUCCION DE AROMATICOS

II. CLASIFICACION DE AREASRegresar al Inicio

Este análisis se llevó a cabo siguiendo los lineamientos de National Fire Protection Association, Recomended Practice 479 A, y National Electrical Code, Articles 500-503, 510-517, los que son aceptados por el American petroleum Institute, según boletín Recomended Practice For Classification Of Locations For Electrical Installations At Petroleum Facilities. RP-500, y Las Normas Locales, Instituto Colombiano De Normas Técnicas, Norma 2050.

De acuerdo con el API RP 500, la planta tiene una clasificación:

CLASE: 1

DIVISION: 1

GRUPO: D

En el apéndice general 1 se puede apreciar la clasificación general de áreas con algunas características de los productos manejados.

III. OBSERVACIONES GENERALESRegresar al Inicio

La planta de Aromáticos está conformada por siete unidades básicas:

U-1300 Prefraccionamiento, Unifining y Platforming

U-1400 Sulfolane

U-1500 Fraccionamiento

U-1600 Hydeal

U-1700 Hydrar

En general todas las unidades presentan unas buenas condiciones de orden y aseo. Los regueros de aceites son menores.

Los tanques de carga y productos no tienen diques independientes para cada uno, además se observó que las válvulas de aguas lluvias de los diques con frecuencia permanecen abiertas, pudiendo ocasionar escape de hidrocarburos hacia el área de los hornos de la planta en caso de derrames en algún tanque.

Un alto porcentaje de los sistemas de protección de los hornos (cortes) no están habilitados. Están trabajando por el bypass.

Algunos hallazgos por resaltar para cada unidad son:

U-1300 ADECUACION Y REFORMADO

Todas las bombas del proceso tienen auxiliares, en el momento que una de ellas sale a reparación, permanecen un largo período en el taller. Así, la bomba auxiliar opera en la planta sin ningún relevo lo cual le quita flexibilidad a la operación de la planta; en caso de ésta fallar la unidad requiere ser apagada.

Las bombas que son accionadas por turbinas son auxiliares de bombas con motor, estas permanecen apagadas todo el tiempo y en el momento de tenerlas que arrancar algunas veces están pegadas. Se recomienda establecer una periodicidad de rotación de estas turbinas para garantizar su operación. En el momento esta practica no se está haciendo porque se aumentaría el índice de intensidad energética por consumo de vapor en la planta.

Los equipos alrededor de los tambores D-1301 y D-1302 se encuentran afectados por posible corrosión externa debido al enfriamiento externo con agua contra incendio que existe sobre el D-1302 (Existe deficiente remoción de calor en el condensador de cima)

En las bombas P-1304 A/B la gasolina está a 420°F, cuando se requiere drenar por alguna emergencia o evento, no existe un enfriador en el drenaje y ocurre flasheo en el momento de abrir la válvula, ocasionando riesgo de incendio.

Las bridas de los E-1313 A/B/C/D presentan conatos de incendio por la presencia de H2 gaseoso a 340 psig, es recomendable que este sistema tenga anillos de vapor alrededor de cada brida considerando su cercanía a los H-1304/5/6; además de las bridas de los reactores R-1302, R-1303 y R-1304

U-1400 SULFOLANE

El tanque K-1401 utiliza hidrógeno como gas de blanqueo, representando un riesgo de seguridad.

Un alto porcentaje de indicadores de presión de las descargas de las bombas están malos, instrumentos necesarios para realizar seguimiento a la operación.

En la plataforma del D-1401 existen muchas botellas de monoetanolamina (MEA), se recomienda disponer de una canasta para evitar presencia de botellas quebradas y regueros, evitando riesgo de accidentes en el área.

Para sacar de servicio o hacer cambio de filtro de solvente a la salida del E-1406 no hay facilidades para la manipulación de válvulas; esta operación tiene alto riesgo de caídas y quemaduras para el trabajador.

U-1500 FRACCIONAMIENTO

Los tanques de almacenamiento no poseen las distancias requeridas entre ellos, de igual manera el almacenamiento de productos como benceno, ciclohexano, tolueno, orto xileno, platformado y aromáticos mezclados se encuentran en el mismo dique. Verificar por normas si estos compuestos se pueden almacenar en la misma zona. Verificar si las espumas de combate de incendios son las adecuadas para solventes polares. De igual forma si las tasas de aplicación son las conformes en combates de incendio.

Existe un cableado en la zona de tanques totalmente desprotegido y expuesto a las condiciones climáticas. Este cableado inconcluso llevaría la señal desde el cuarto de control para el cierre de las MOV ubicadas en la succión del tanque de carga a la unidad 1500. Esta falla imposibilita la operación de cierre de la válvula desde el cuarto de control. Como recomendación se debe verificar el funcionamiento de la MOV en el patio con potenciómetro en parada de planta. Los tanques disponen de un manto de gas de blanqueo compuesto por H2.

Se presenta corrosión entre la tubería de proceso y ciertas facilidades soldadas a la salida de la T-1501 A. Verificar los materiales y establecer si la corrosión es la posible formación de un par galvánico.

U-1600 HIDRODEALQUILACION O HYDEAL

El K-1507 no tiene anillo de agua contra incendio para su refrigeración o aislamiento en caso de incendio.

Los intercambiadores ubicados en el área de los hornos y reactores en alguna oportunidades presentan escapes de hidrógeno y aromático por las bridas. Se recomienda que todas las bridas tengan anillos de vapor para sofocar (E-1601, E-1602).

El FRC-1603 que es un cuadro de control de emergencia para evitar sobrecalentamiento en caso de falla de hidrógeno, se encontró bloqueado.

Para cambiar de servicio del C-1601A o su auxiliar C-1601B se requiere hacer manipulación de muchas válvulas, lo que introduce riesgo de errores y por ende fallas, se recomienda automatizar esta parte con prioridad. La caseta de los compresores no tienen detectores de gases (H2), se recomienda instalar considerando las cercanías de los compresores con puntos calientes.

U-1700 HIDRODEALQUILACION O HYDRAR

Varias líneas y equipos de la unidad se aprecian con corrosión externa.
 
 

IV. Historial de mantenimientoRegresar al Inicio

IV.1. BOMBAS

El problema más frecuente encontrado en las bombas fue en los sellos, generalmente esto conlleva a un escape, es común además encontrar fallas en el sistema de lubricación específicamente escapes de aceite.

En la figura 1 se muestran las fallas presentadas en las bombas de todas las unidades, en la tabla 1 se puede apreciar el tiempo medio entre fallas. El total de días que se revisaron en los reportes diarios fue de 1600.

IV.2. INTERCAMBIADORES DE CALOR

La falla más frecuente en los Intercambiadores fue escapes, generalmente de vapor, también se encontraron reportes de taponamiento y rotura de tubos. En la figura 2 se muestra el número de fallas de los intercambiadores de todas las unidades. En la tabla 1 se encuentra el tiempo medio entre fallas de todos estos equipos.

IV.3. HORNOS

Casi la totalidad de las fallas encontradas en los hornos se referían a la protección, además se presentó un conato de incendio. En una oportunidad los quemadores se taparon y en otra la pared refractaria se quebrantó. En la figura 3 se encuentran el número de fallas en todos los hornos de la planta.

IV.4. TORRES

Se encontró que los problemas de las torres en su mayoría fueron escapes tanto en la líneas de entrada y salida, bridas y manholes, además en una oportunidad se presentó anormalidad en platos y en otra falla en la válvula de seguridad. En la figura 4 se muestran las fallas presentadas en todas las torres de la planta y en la tabla 1 los tiempos medio entre falla.

IV.5. REACTORES

En todo el historial recorrido solo se encontró un problema con el reactor R-1303, fue un escape de hidrocarburo en una brida . Ver la figura 5.

IV.6. COMPRESORES

Se encontró que frecuentemente se presentan problemas en los compresores por varios factores como son, baja presión en la succión, falla en el sistema de lubricación, altas temperaturas, alto amperaje, etc. Ver figura 6 y tabla 1.
EQUIPO
Número

Fallas
Tiempo

Medio
EQUIPO
Número

Fallas
Tiempo

Medio
P1311
21
76
P1708
7
229
P1308
14
114
P1702
6
267
P1312
12
133
P1701
3
533
P1301
5
320
P1709
1
1600
P1304
5
320
E1314
3
533
P1305
5
320
E1310
2
800
P1309
5
320
E1315
2
800
P1310
4
400
E1304
1
1600
P1320
4
400
E1306
1
1600
P1302
3
533
E1307
1
1600
P1316
3
533
E1313
1
1600
P1306
2
800
E1316
1
1600
P1303
1
1600
E1318
1
1600
P1313
1
1600
E1407
14
114
P1314
1
1600
E1404
5
320
P1317
1
1600
E1409
4
400
P1414
10
160
E1401
3
533
P1404
8
200
E1406
3
533
P1407
7
229
E1410
2
800
P1401
5
320
E1402
1
1600
P1403
5
320
E1502
3
533
P1405
5
320
E1503
2
800
P1409
4
400
E1506
2
800
P1402
3
533
E1507
1
1600
P1406
3
533
E1509
1
1600
P1412
3
533
E1513
1
1600
P1416
3
533
E1607
2
800
P1501
20
80
E1603
1
1600
P1509
9
178
E1604
1
1600
P1508
8
200
E1702
2
800
P1507
6
267
H1601
6
267
P1511
6
267
H1301
3
533
P1503
4
400
H1305
3
533
P1502
3
533
H1304
3
533
P1505
3
533
H1306
2
800
P1506
3
533
H1307
2
800
P1510
3
533
T1406
7
229
P1504
1
1600
T1501
3
533
P1513
1
1600
T1401
2
800
P1602
11
145
T1404
2
800
P1603
9
178
T1305
1
1600
P1601
3
533
T1303
1
1600
P1607
1
1600
T1402
1
1600
P1705
15
107
T1505
1
1600
P1703
14
114
R1303
1
1600
P1704
9
178
C1601
34
47
P1707
9
178
C1301
14
114
P1706
7
229
C1702
11
145
Tabla 1. Número de fallas y tiempo medio entre falla.

 

IV.8. MANTENIMIENTO POR PARO DE PLANTA

 

U-1300 ADECUACION Y REFORMADO

El factor de servicio para la unidad U-1300 para el período comprendido entre enero de 1.988 y mayo de 1.996 es de 98.32%. Durante este período la causa más común de la parada de la planta fue la falla los equipos (99.55%). El compresor C-1301 falló en tres ocasiones ocasionando un total de días perdidos igual a 2.21, la bomba P-1311 falló en dos ocasiones por taponamiento de filtros lo cual ocasionó un paro total en la unidad de 48.72 días (durante la limpieza del filtro de succión de esta bomba se presento un escape a través de un válvula lo que produjo un incendio y ocasionó que la unidad fuese parada).

U-1400 SULFOLANE

Su factor fue de un 97.58% para el período comprendido entre enero de 1.988 y mayo de 1.996. Los equipos que tuvieron mayor incidencia sobre este factor fueron los intercambiadores con un 27.30% del período de paro de la planta. Los intercambiadores que fallaron fueron los E-1401B, E-1404 y E-1406, el E-1404 fallo dos veces, la primera debido a rotura del haz de tubos y la segunda por falla en la el lazo de control FRCV-1409, por causa de este intercambiador la unidad estuvo detenida pro 5.46 días. La torre T-1401 causó una parada de dos días por ensuciamiento por gomas de los platos. Cabe anotar que el 70 % del tiempo de paro de la planta fue debido a causas externas, en dos casos debido al paro de la U-1300, otro por falla en un turbogenerador y en la cuarta por no tener un tanque que pudiera recibir el producto.

U-1500 FRACCIONAMIENTO

Tiene un factor igual a 97.51%. Las causas externas a la unidad son causantes del 100 % del tiempo de paro para esta unidad. En cuatro casos de ocho paros que se sucedieron fueron debidos a fallas en la U-1400, en dos oportunidades por la U-1300, una debido a la reparación del tanque K-1501 (tanque de carga) y otra debido a la falla de un turbogenerador. El tiempo promedio de parada es cercano a cuatro días, por lo tanto sería recomendable, aumentar la capacidad de almacenamiento de tanque de carga a la unidad K-1501 a 16 KB e implementar una estrategia que permita mantener un nivel mínimo de inventario que le permita a la planta sortear los paros en las unidades U-1300 y U-1400, esto último también puede aplicarse para el caso de las unidades U-1600 y U-1700.

U-1600 HIDRODEALQUILACION O HYDEAL

Su factor de servicio fue de 93.47 %. De nuevo las causas principales fueron externas (71.61 %) y pueden resumirse en dos: la falta de hidrógeno, debido a la falla en el compresor C-1301 y a la falta de capacidad de almacenamiento de productos intermedios lo cual causa que los disturbios operacionales de las paradas de planta de las unidades que proveen la materia prima a la U-1600 causen su detención. La siguiente causa de paro con un 15.92 % es la falla del compresor C-1601 debido a desalineamiento. La última causa es la falla del horno H-1601 por caída del refractario.

U-1700 HIDRODEALQUILACION O HYDRAR

Tiene un factor de servicio para el período comprendido entre enero de 1.988 y mayo de 1.996 de 97.59 %. Se repite las causas externas siendo la principal la falta de hidrógeno debido a la falla del C-1301. En seguida le sigue la falla del equipo rotatorio con un 16.22 % del tiempo de paro. En este caso se debe a la falla de las P-1701A y P-1705B por haberse quemado el motor y la bomba auxiliar se encontraba en reparación. La última causa es la falla del E-1703 por rotura del haz de tubos.

Como se observa, cualquier falla en los equipos de las unidades U-1300 y U-1400 causa disturbios y paros en las otras unidades de la Planta de Aromáticos. Un caso palpable es la falla del C-1301 que causó uno paro de 2.88 días en la U-1700 y de 63.83 días en la unidad U-1600. Sería conveniente revisar la estrategia de manejo de los tanques intermedios para minimizar el impacto de los disturbios operacionales de una unidad a otra. Ver figura 7 y tabla 2.

PLANTA
DIAS
FACTOR DE SERVICIO
INTERCAM. Y HORNOS
EQUIPO ROTATORIO
TORRES
OTROS
U-1300
51.62
98.32
0.0%
99.6%
0.0%
0.4%
U-1400
74.4
97.58
27.3%
0.0%
2.7%
70.0%
U-1500
76.46
97.51
0.0%
0.0%
0.0%
100%
U-1600
200.46
93.47
12.5%
15.9%
0.0%
71.6%
U-1700
73.98
97.59
12.1%
16.2%
0.0%
71.6%
Tabla 2. Factor de servicio de las unidades

En el apéndice 2 se muestran los dados de las paradas de planta.
 
 

    HISTORIAL DE CALIBRACIONES Regresar al Inicio

Los datos de calibración de todas las tuberías de la planta de Aromáticos revisados desde el año de 1971 cuando arrancó esta unidad, destacan algunos circuitos que han presentado disminución en el espesor de las líneas. En el apéndice 3 se presentan estos circuitos. La calibración de las líneas se realiza durante las paradas generales de planta.

El comportamiento del espesor de las líneas en general mostró que en algunas oportunidades aumentaba, esto debido a diferencias en la calibración del equipo de medición entre un año y otro. Sin embargo, cuando el espesor se aproxima a un valor de riesgo cercano al espesor al cual la tubería debe cambiarse, las mediciones son más estrictas evitando posibles rupturas de las líneas por bajo espesor.

Dentro de los circuitos que han precisado una disminución considerable desde que arrancó la unidad de Aromáticos están los serpentines de salida de los hornos H-1301 y H-1302, es importante hacer un seguimiento periódico a estos sistemas, considerando la fuente caliente y vulnerabilidad de éstas líneas por un incendio o explosión.

La fuente de información de estas calibraciones se encuentra en el Grupo de Mantenimiento y Confiabilidad del CIB.

Historial de válvulas de seguridad.

El Complejo Industrial Barrancabermeja desde 1996 cuenta con un programa de mantenimiento preventivo de válvulas de seguridad, el cual consiste en lavar, calibrar el resorte, revisar asiento y boquilla. La frecuencia de éste mantenimiento se estableció de acuerdo al servicio que presta cada válvula.

La mayoría del mantenimiento es del tipo correctivo. Se recomienda continuar con la implementación del programa de mantenimiento preventivo y realizar la calibración del resorte teniendo en cuenta las condiciones de presión y temperatura a la cual trabajan en el proceso (en la actualidad se calibran con aire a temperatura ambiente).

En la planta de Aromáticos, la mayoría de las válvulas de seguridad no se han probado en los últimos tres años, esto se debe a que las válvulas de seguridad están conectadas directamente al equipo, lo cual hace imposible que se retiren sin tener que apagar el equipo. Por lo tanto es conveniente, como ya se tiene previsto por parte de la Gerencia de Mantenimiento y Materiales, instalar válvulas de bloque antes de las válvulas de seguridad para facilitar el desmonte de éstas, haciendo posible su mantenimiento.

Datos de historial de mantenimiento de válvulas de seguridad y de los trabajos realizados durante su última inspección se encuentran en el apéndice 3.

VI. HISTORIAL DE EVENTOSRegresar al Inicio

Desde que la planta empezó a operar en el año de 1971 se ha presentado un siniestro, el cual fue causado por escape de nafta mientras se realizaba mantenimiento en la bomba P-1311, lo que originó incendio y explosión por la cercanía a los hornos de la U-1300. Está catástrofe arrojó las siguientes consecuencias:

6 trabajadores muertos por quemaduras.

4 trabajadores heridos por quemaduras múltiples.

2 trabajadores incapacitados por contusiones.

326 días de incapacidad

48 días con parada general de la planta

Pérdidas en materia legal e imagen de la empresa.

Los eventos de accidentes ocurridos desde el año de 1994 a la fecha son mostrados en el apéndice 4.

  1. HAZOP Regresar al Inicio
  1. ÍNDICES DOW
  1. . ÍNDICES MOND

Conclusiones y recomendaciones PLANTA de AROMÁTICOS. Regresar al Inicio

1.- Habilitar LCV 1306 (bloqueado).

2.- Colocar el control de flujo de condensado del E-1301 en cascada con la temperatura de fondo T-1301 o evaluar este sistema de control.

3 - Evaluar filosofía de trabajo del PRC-1304, normalmente no trabaja bien y se tiene que usar by-pass.

4.- Mantener nivel visible en T-1301 (60-70%).

5.- Instalar anillos de vapor alrededor de las bridas de los equipos que manejan H2.

6.- Instalar un sistema de detección de flujo a través del by-pass de la Planta de Unifining.

7.- Instalar corte de gas combustible a H-1303 por bajo flujo a través del FRAL-1314.

8.- Instalar alarma por bajo nivel en D-1304 y D-1306.

9.- Instalar corte de gas combustible al H-1303 por bajo flujo en el fondo de T-1304 a través del FRCAL-1314.

10.- Reparar control de nivel en D-1310.

11.- A falla de H2 habilitar válvula MOV en fondo D-1307 para que cierre automaticamente, cerrando el LIC-1331.

12.- Bypassear la planta de Platforming con acción automática Instalar disparo automático de la P-1315 de químicos y condensado a reactores.

13.- Colocar corte automático de carga en el FRC-1317 por bajo flujo de carga en P-1311A/B.

14.- Evaluar posibilidad de cambiar cheque convencional en la descarga de las P-1311 por Duo cheque.

15.- Habilitar termopares se superficie en los serpentines Instalar TI´s con alarma por alta temperatura en cada uno de los serpentines de salida de los hornos H-1304/05/06.

16.- Instalar anillos de vapor de sofoco en todas las bridas de los E-1313 y R-1302/3/4.

17.- Rediseñar el Cv de la PRCV-1378. En el momento opera 100% abierta con su By-pass.

18.- Rediseñar el Cv de la PRCV-1378. En el momento opera 100% abierta con su By-pass.

19.- Instalar malla demister en salida gas D-1307 a C-1301.

20.- Evaluar conveniencia de instalación de un sistema antibombeo.

21.- Habilitar corte del C-1301 por alta vibración en el Bently NevadA.

22.- Habilitar MOV del fondo del D-1307.

23.- Instalar corte por no flujo en C-1301.

24.- Instalar disparo del C-1301 por alto nivel del D-1307.

25.- Colocar en funcionamiento el corte automático de carga al M-1301.

26.- Instalar Duocheque en vez del cheque convencional a la descarga de la P-1308A/B.

27.- INSTALAR Control por desplazador de nivel de interfase DE LA TORRE T-1401.

28.- Habilitar cascada FRC-1408 - FRC-1409.

29.- INSTALAR ANILLOS DE VAPOR DE SOFOCO EN LAS BRIDAS DEL REACTOR R-1601.

30.- INSTALAR Alarma de nivel en la T1701A. Bajo y alto.

LAS RECOMENDACIONES ESPECÍFICAS PARA CADA ANOMALÍA SE ENCUENTRAN EN LOS HAZOPS.

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