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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
OBJETO:
RECUPERACIÓN DE GLP
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PROCESOS
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DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Procesos usuales, mediante fríoUnidades LTS: Refrigeración Mecánica
Unidades TEF: Turbo expansiónUnidades JT : Joule Thomson
Otros procesos poco usuales Absorción (Lean Oil Process)
Adsorción (Silica Gel)
Membranas
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RECUPERACIÓN DE GLP
• LPG significa Liquefied Petroleum Gas
• Consiste en una mezcla de Propano (C3)
Comercial con Butano (C4) Comercial en
proporciones variables
• La condición es que la tensión de vapor realde la mezcla no supere 125 psig. a 100 °F
• C3 y C4 comercial significa la posibilidad deque los componentes contengan isomeros
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Luego de la separación primaria, se habrán
eliminado Pentano y superiores (C5+)
La mayor proporción (80%+) del gas es
Metano (C1) con algo de Etano (C2)
Luego de los anteriores procesos el gascontiene una cierta cantidad de LPG
En la unidad LTS se reduce el contenido deC3 + C4 hasta un valor aceptable
RECUPERACIÓN DE GLP
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De este modo se reduce el Punto de Rocío
para evitar la condensación en cañerías
El flujo bifásico hace el bombeo inestable y
aumenta la pérdida de carga en gasoductos
El GLP recuperado tiene mayor valor
comercial por su mayor poder calorífico
La Unidad LTS reduce el contenido de GLPhasta valores normalizados.
RECUPERACIÓN DE LPG
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La máxima recuperación de GLP se obtiene
en las Unidades de Turbo expansión (TEF)
En las Unidades TEF se alcanzan menores
temperaturas y mayor recuperación
Solo se justifican para grandes caudales y
altas presiones
En las TEF se aprovecha el trabajo mecánicoresultante de la expansión del gas
RECUPERACIÓN DE LPG
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SISTEMA CRIOGENICO RECUPERACIÓN DE GLP
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RECUPERACIÓN DE GLP POR ABSORCIÓN
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
DIAGRAMA PRESIÓN-ENTALPÍA (P-H)
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DIAGRAMA P-H
Como refrigerante se usa Propano porque:
Tiene presión positiva a la temperatura de
evaporación
Condensa con aire o agua a baja presión
La baja relación de compresión permiteoperar en dos etapas
Calor latente de evaporación elevadoBajo costo y buena disponibilidad
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Presión
Entalpía
Contenido de Calor
(Kcal / kg.)
en este caso delRefrigerante
Mezcla
Líquido - Vapor Vapor SobrecalentadoLíquido Sub-enfriado
DIAGRAMA P-H
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Evaporador
Presión
Entalpía
El Refrigerante absorbe
el calor de la carga del
sistema
DIAGRAMA P-H
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Evaporador
Presión
Entalpía
Efecto de
Refrigeración
DIAGRAMA P-H
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Presión
Entalpía
Compresor
Trabajo decompresión
DIAGRAMA P-H
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Presión
Entalpía
Condensador
El Refrigerante
libera el calor ala atmósfera
DIAGRAMA P-H
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Presión
Entalpía
Dispositivode expansión
- Válvula de expansióntermostática- Orificio
DIAGRAMA P-H
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Presión
Entalpía
Condensador
Expansión
Evaporador
Compresor
El Refrigerante
libera el calor a
la atmósfera
El Refrigerante
absorbe el calor de
la carga del sistema
DIAGRAMA P-H
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DIAGRAMA P-H
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CICLO DEL REFRIGERANTE
MX-2026
PBB-1565
KVA-2015
VBA-3240 VBA-3245
F-2027 VBA-3235
EAL-4590
MX-2021
MX-2016
EBG-4010
VBA-3241
KVA-2020
VBA-3246
MX-2031
F-2032
EBG-4005
PBB-1570
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PROCESO DE AJUSTE DEL DP
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Secuencia del proceso de ajuste de DP
Preenfriamiento con el gas tratado y
precalentamiento de la gasolina separadaEnfriamiento final con Propano en el Chiller
Separación de hidrocarburos y soluciónacuosa de Etilén Glicol en el LTS
Recuperación de calor con el gas a tratar
Estabilización de la gasolina
Regeneración del Etilén Glicol
AJUSTE DEL DP
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LC
LC
LC
PC
LC
LC
MEG
MEG
MEG
V-1
E-1
E-3
E-2
V-3
V-2
T-3
K-2V-8
E-8
E-7
E-13
LC
LC
LC A Regen.
MEG
A Trat. Agua
A Trat. Agua
GASOLINA
GAS DEENTRADA
GAS DEVENTA
PC
PC
TC De Sist. Aceite Térmico
A Sist. Aceite Térmico
De Sist.Propano
A Sist.Propano
LC
LC
LC
LC
PC
LC
LC
MEG
MEG
MEG
V-1
E-1
E-3
E-2
V-3
V-2
T-3
K-2V-8
E-8
E-7
E-13
LC
LC
LC A Regen.
MEG
A Trat. Agua
A Trat. Agua
GASOLINA
GAS DEENTRADA
GAS DEVENTA
PC
PC
TC De Sist. Aceite Térmico
A Sist. Aceite Térmico
De Sist.Propano
A Sist.Propano
LC
PROCESO DE AJUSTE DEL DP
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
CARACTERISTISCAS DEL MEG
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MEG significa Mono Etilén Glicol
Se lo identifica con EG, Etilén Glicol
Fórmula química: (CH2-OH)2, PM:62
Se descompone a partir de los 160 °C
Se regenera a menos de 150 °C
A baja temperatura, para evitar el
congelamiento, el MEG regenerado debecontener 15-25 % de agua
CARACTERISTISCAS DEL MEG
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Se inyecta en forma controlada en los puntosmás fríos del sistema
Estos son:El intercambiador gas-gas
El intercambiador gas gasolina
El chiller
Se regenera y se reinyecta en circuito cerrado
El MEG rico contiene 55-65 % de agua,calculado con el método de Hammerschmidt
CARACTERISTISCAS DEL MEG
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El caudal de MEG seco se calcula como
G = W / (Xs – Xe), donde
G es el caudal de MEG seco (lb/d)
W es el agua condensada (lb/d)
Xe agua a la entrada (lb agua/lb MEG)Xs agua a la salida (lb agua/lb MEG)
Al valor calculado se le debe adicionar un
porcentaje variable para cubrir las pérdidas por evaporación y por solubilidad
CARACTERISTISCAS DEL MEG
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PROCESO DE REGENERACION DEL MEG
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Secuencia del proceso regeneración del MEG
Precalentamiento MEG rico / MEG pobre
Expansión en el Tanque FlashFiltración y purificación del MEG rico
Regeneración en Columna y Reboiler
Pre enfriamiento MEG pobre / MEG rico
Bombeo del MEG pobre
Enfriamiento en la bota del LTS
Inyección controlada en intercambiadores
REGENERACION DEL MEG
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Para regenerar el MEG se requiere
Calor para calentar el MEG
Q(g) = G . Cp(g) . TCalor para calentar el agua disuelta
Q(w) = W . Cp(w) . TCalor para evaporar el agua
Q(ev) = C . H
Q = Q(g) + Q(w) + Q(ev)
REGENERACION DEL MEG
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PFD REGENERACION DEL MEG
Hot Oil
1E-101
1F-103
1V-121
1V-101
1F-101
Hot Oil1H-101
1P-109
VENTEO
De Tk de MEG
VENTEO
Gas Blanketing
1F-102
1P-101
Drenaje Cerrado
Al Tren 1 MEG
Del Tren 1
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
HOT OIL
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Secuencia del proceso calefacción de Hot Oil
Calefacción con fuego directo en la caldera
Alimentación a reboilers
Retorno a tanque de expansión
Bombeo del Hot Oil frío a la calderaControl de flujo de combustible
Aumento de la recirculación por alta presión
Disminución de la recirculación por alto
caudal.
HOT OIL
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El calor total más pérdidas al ambiente se
incorpora en el reboiler por circulación de
aceite térmico bajo control de temperatura
Por intercambio de calor entre corrientes
frías y calientes se logran economías en elconsumo total de energía
Parte del calor se pierde al medio ambiente,dependiendo del estado de la aislación y de
la temperatura exterior, alrededor del 4%.
HOT OIL
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El aporte de calor para la regeneración del
MEG se realiza mediante Aceite Térmico
(Hot Oil)El Hot Oil circula por el reboiler bajo control
de temperatura
Sirve a otros sistemas como el de
estabilización de gasolina, regeneración de
TEG o calentamiento de la amina, cuandoestas unidades forman parte de la planta
HOT OIL
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El cómputo de la energía a transportar por elHot Oil sería:
Calor entregado en el reboiler de la torreestabilizadora de gasolina: Q1
Calor entregado en la unidad de TEG: Q2
Calor entregado en la unidad de MEG: Q3
Calor entregado en la unidad de
endulzamiento (si hubiera): Q4
Calor total a suministrar: Qt = Qi
HOT OIL
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El calor total (Qt), transportado por el Hot
Oil será aportado por el Gas Combustible
El caudal de Hot Oil está determinado por:
M(ho) = Qt / (Cp(ho) . T), donde:
Cp(ho) : Capacidad calorífica del Hot Oil
T : Temperatura de salida-entrada
(de la caldera de Hot Oil)
HOT OIL
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PFD CIRCUITO DE HOT OIL
MAP-5010
EAL-4600
EBC-4085
VBA- 3250
PBB-1185
FAJ-3250
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PUESTA EN MARCHA Y PARADA
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PUESTA EN MARCHA
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PUESTA EN MARCHA
Ítem Subítem Tarea1 Verificar que todos los servicios se hayan puesto en marcha y que
todos los preparativos para la puesta en marcha se hayancumplido.
2 Fijar los sets de los controladores en los valores deseados. Lasválvulas de control tendrán sus válvulas de bloqueo abiertas y by-pass cerrados (al menos que se indique lo contrario).
3 Se comenzará a circular gas por la unidad de la siguiente manera:Si la unidad de Aminas fue puesta en marcha previamente,habilitar la válvula de salida de la planta de aminas y luegopresurizar lentamente la unidad de ajuste de punto de Rocíohabilitando el by-pass de la válvula de entrada al filtro separador de gas de entrada, de manera de llevar el sistema hasta lapresión de operación.
Si la Unidad de Aminas no fue Puesta en Marcha, presurizar la
sección de entrada a Planta descripta anteriormente, y continuar la presurización aguas abajo abriendo la válvula de by-pass de launidad de aminas.
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Ítem Subítem Tarea
Luego, se abrirá la válvula de entrada al filtro separador yponiendo en funcionamiento el lazo de la válvula de presión de gasde salida a venteo, se dejará fluir el gas a través de la planta, elcual será enviado a venteo hasta alcanzar los parámetros decalidad especificados para el gas de venta.
Cerrar las válvulas de by-pass del filtro separador.4 Antes de enfriar el gas, se deberá comenzar la inyección de glicol
en el gas de entrada por medio de las toberas ubicadas en losintercambiadores gas / gas, gasolina / gas y el chiller (lado tubos)de la siguiente manera:
1 Cerrar las válvulas de bloqueo de entrada en el módulo de MEG ysalida, ubicada en la bota del Separador frío y abrir el by-pass.Poner en funcionamiento las bombas de inyección de MEG oregular las presiones con la válvula aguja del by-pass del módulo.
2 Poner en servicio los lazos de las válvulas de nivel del Separador flash de MEG.
3 Ajustar el set de la válvula de blanketing en 1,3 kg/cm2g y decontrapresión en 1,7 kg/cm2g teniendo presente la lectura delindicador de presión.
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea
4 Una vez alcanzada una circulación de glicol estacionaria, habilitar el cuadro de control de temperatura. En estado estacionariomantener una temperatura de 126°C en el regenerador de glicol.
5 Reponer glicol periódicamente, de manera de mantener
estacionario el nivel del acumulador en el regenerador de glicolcuando sea requerido.
6 Regular el caudal de reflujo a la columna del regenerador, con laválvula globo en la línea al serpentín del regenerador.
7 Una vez estabilizada la temperatura del regenerador, abrir las
válvulas de bloqueo de entrada y salida al módulo de MEGanteriormente mencionadas y cerrar el by-pass, permitiendo deesta manera la inyección de glicol al tren de frío.
8 Cuando se observe una interfase en el nivel del Separador frío,poner en servicio el lazo de la válvula de control de nivel de la
bota.
5 Una vez logrado el flujo estacionario de glicol y gas a través de laplanta, poner en operación el sistema de refrigeración de lasiguiente manera:
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea1 Arrancar los compresores del refrigerante siguiendo las
instrucciones del fabricante para este paso.
2 Arrancar uno o más ventiladores del condensador de propano y
poner en servicio el lazo de control de temperatura delacumulador de propano.
3 Poner el lazo de control de nivel del economizador de propano enservicio.
4 Poner el lazo de control de nivel del chiller en servicio.
5 El sistema está esencialmente en operación. Las variaciones decarga que sufra el sistema serán compensadas por las accionesque tome el microprocesador del compresor de propano paracorregirlas.
6 Reponer periódicamente y a medida que se necesite, propano alacumulador y al chiller para mantener el nivel.
7 Vigilar el deshidratador de propano y renovar los cartuchos amedida que se requiera.
PUESTA EN MARCHA
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea
8 Cuando se observe una interfase en el Separador frío mediante
visor de nivel, poner el lazo de control de nivel en servicio,enviando los líquidos al intercambiador gas / gasolina.
6 Cuando se haya logrado el funcionamiento a Plena Carga deberánestar circulando por el tren de frío el máximo caudal, lo cual seráindicado por el indicador de caudal ubicado en la salida del
Separador de entrada.
7 La condensación en el sistema de refrigeración se aumentaráponiendo más ventiladores en servicio.
8 Los compresores de propano funcionarán a capacidad total.
PUESTA EN MARCHA
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea1 Permitir una operación estable de temperaturas, presiones y
caudales, tolerando alguna variación de nivel mientras no seaextrema ni abrupta. Mantener un flujo estable a través de lasválvulas controladoras de nivel.
2 En la medida de que se alcanza una operación estable en laplanta en aquellos controladores seteados en manual, loscontroladores electrónicos deben ser ajustados para proporcionar un control suave en modo "auto". Asegurarse siempre de quesean iguales las salidas "manual" y "auto" antes de conmutar.
3 Verificar que las variables físicas del proceso estén cerca de susvalores de diseño. No malgastar tiempo en el logro de valoresexactos, sino los más cercanos posibles en un lapso razonable.
4 Abrir la válvula de shutdown de salida de gas de planta.
5 Una vez alcanzada la operación estable del tren y verificado queel gas cumple con las especificaciones requeridas, el operador deberá habilitar lentamente el lazo de la válvula de presión aventeo, de manera de conmutar el gas fuera de especificación y elgas a gasoducto.
PUESTA EN MARCHA
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea1 Fijar los controladores en sus respectivos puntos deseados con
las válvulas de bloqueo abiertas y by-pass cerrados (a menos quese indique lo contrario en los párrafos subsiguientes).
2 Se habilitarán los siguientes lazos de control:
1 Ya habilitado el lazo de control de nivel de Separador frío, loslazos de control de nivel del Separador de Entrada, del filtro deentrada a Dew Point, y del Filtro Coalescedor, se procede ahabilitar el lazo de control de presión del separador flash degasolina y condensados, enviando el gas a la antorcha.
2 Cuando se tenga nivel suficiente de gasolina en el separador flashde gasolina, habilitar el lazo de control de salida a torreestabilizadora.
3 Cuando se tenga nivel suficiente de condensado en el separador
flash de condensado, habilitar el lazo de control de salida a torreestabilizadora.
4 Luego habilitar el lazo de control de presión de la TorreEstabilizadora, enviando el gas a antorcha.
PUESTA EN MARCHA
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea
5 Cuando sea visible el nivel en el rebalse del reboiler de laestabilizadora, comenzar a circular aceite térmico poniendo enfuncionamiento los lazos de control de temperatura de fondo de la
torre y control de nivel del reboiler.
3 Luego se debe poner en marcha el aeroenfriador de gasolina.
4 Aumentar el flujo de condensado hasta la capacidad operativanormal.
5 Luego de que se alcanza una operación estable en manual, loscontroladores deben ser ajustados para proporcionar un controlsuave en modo "auto".
PUESTA EN MARCHA
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea
1 Abrir los venteos y drenajes manuales del sistema de
refrigeración.
2 Abrir las válvulas del circuito que involucra al acumulador depropano y el chiller.
3 Habilitar las salida de propano vapor del tanque de propano. El
propano comenzará a circular desplazando el aire del circuito.
4 A medida que se vaya desplazando el aire, ir cerrando los venteosy drenajes, hasta que finalmente con todos estos cerrados dejar
ecualizar presiones entre el circuito de refrigeración y el tanque de
propano.
5 Cerrar la salida de propano vapor del acumulador de propano.
PUESTA EN MARCHA
PUESTA EN MARCHA
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Ítem Subítem Tarea
6 Habilitar la succión y descarga de la bomba de carga-reposición
de propano y arrancarla.
7 Bombear propano líquido hasta que los tubos del chiller estén
sumergidos y el acumulador de propano lleno hasta la mitad.
8 Apagar la bomba de carga-reposición de propano y cerrar las
líneas de succión y descarga.9 Cerrar las válvulas que interconectan el circuito de refrigeración y
el tanque de propano.
PUESTA EN MARCHA
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PARADA
PARADA
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PARADA
Los paros programados en la planta suponenprestar la máxima atención a la seguridad delpersonal y los equipos procediendo mediante
cambios graduales y controlados de lasvariables operativas
Antes del comienzo del paro se debe prestar
atención a todas las hojas que contengandatos de seguridad aplicables. Releer todaslas instrucciones de los fabricantes de los
equipos y sacarlos de operación siguiendoesas instrucciones
PARADA
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Secuencia Descripción
1 Bajar la carga de los compresores de propano hasta el parocompleto de las unidades.
2 Una vez alcanzada una temperatura tal que se asegure la no
formación de hidratos en el chi ller, se podrá sacar de servicio a launidad de inyección / regeneración de MEG de la siguientemanera:
2.1 Bloquear las inyecciones de MEG en los distintos puntos de laplanta de dew point (intercambiadores gas-gas, intercambiadores
gas-gasolina y chiller) y habilitar las válvulas de by pass de lasmismas, ya sea aguas arriba del intercambio en la bota delseparadores frío o bien dentro del módulo de regeneración deMEG.
2.2 Continuar la circulación del MEG hasta regenerarlo.
2.3 Parar las bombas de inyección de MEG.3 Retirar la carga térmica del reboiler de la torre estabilizadora y
del regenerador de MEG, cerrando las respectivas válvulas decirculación de fluido de calentamiento y/o entrada de fuel gas.
PARADA
PARADA
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Secuencia Descripción
4 Habiéndose puesto fuera de servicio, el sistema de refrigeración y el
sistema de inyección y regeneración del glicol, se deberán seguir los
siguientes pasos para efectuar la parada normal del sistema de
proceso de gas:
4.1 Cerrar la válvula de bloqueo de la línea de ingreso de gas
4.2 Cerrar la válvula de bloqueo de la línea en la salida del gas tratado
4.3 Cerrar la válvula de bloqueo de la línea de salida de gasolina a
estabilización
PARADA
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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Por baja presión, una válvula reduce el
caudal de gas a través de la planta
Por alta presión, una válvula descarga gas
al colector de venteos anticipando la
descarga a través del sistema de seguridadParte del caudal de gas se pre enfria con
gasolina, bajo control de la temperatura de
salida de la gasolina
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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El gas pre enfriado se expande a la presióndel gasoducto aprovechando el enfriamiento
producido por efecto Joule-Thomson
Los niveles líquidos se controlan mediante
lazos de control
Los líquidos flashean en las válvulas
controladoras de nivel
La mezcla líquido-vapor se conduce a losseparadores
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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El MEG se inyecta en los cabezales de los
intercambiadores gas-gas, gas-gasolina y
chiller, en forma manual, con flujo controlado
El MEG separado, en el LTS se devuelve al
circuito bajo control de nivel de la interfase
Los hidrocarburos livianos se separan del
MEG en el tanque flash bajo control de presión
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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El Hot Oil circula por el reboiler de la columna
estabilizadora bajo control de temperatura en
el fondo de la columna
La presión de tope de la columna
estabilizadora, se controla bajo presión de gas
a primera etapa del compresor de reinyección
Por alta presión, descarga a la antorcha
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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La presión de los separadores se controla
bajo caudal de aspiración de segunda etapa
del compresor de reinyección.Por alta presión descarga a la antorcha
Como alternativa, se puede actuar sobre losdescargadores neumáticos de las válvulas del
compresor alternativo o sobre sus RPM para
control de capacidad
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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El compresor de reinyección eleva la
presión del gas entre la presión de tope de
la estabilizadora y la presión del gas a la
entrada
La presión de descarga del compresor dereinyección queda definida por la presión
del gas a la alimentación de la planta
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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Las alternativas de control de capacidad del
compresor de refrigeración dependen del
tipo de máquina:
Turbo compresor: control antisurge
Compresor a tornillos: válvulasdeslizantes
Compresor alternativo: by pass,descargadores neumáticos de válvulas,
control de las RPM
CONTROL DE LA OPERACIÓN
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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La presión de condensación depende de latemperatura del aire o agua refrigerante
Para controlar la presión de descarga del
compresor de refrigeración:
Se regula el caudal de aire o agua
Existen varias maneras de controlar el aire
Por alta presión, se descarga a antorcha
Por baja se puentea el condensador
CONTROL DE LA OPERACIÓN
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
VARIABLES CONTROLADAS
VARIABLES CONTROLADAS
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VARIABLES CONTROLADAS
El punto de rocío del gas debe ser
monitoreado permanentemente.
El caudal de gas tratado debe ser computadoa la entrada y a la salida.
También los líquidos separados.
Las mediciones de gas se realizan con un
puente de medición y elementos de flujo
seleccionados de acuerdo al caudal a medir.
VARIABLES CONTROLADAS
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Los caudales líquidos se miden con:
Caudalimetros por efecto coriolis.
Turbinas.
Caudalimetros por desplazamiento
positivo.Placas Orificio, Cuñas, etc.
Una correcta medición de caudales permitecerrar el balance de masa de la planta y
evaluar la eficiencia de la operación.
VARIABLES CONTROLADAS
VARIABLES CONTROLADAS
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Otras variables a monitorear son los P de:Filtros de cartuchos, que de perforarse
incorporarían material indeseable al
proceso.Extractores de niebla y cajas de chicanas,
que indican el estado en que se encuentran.
Intercambiadores fríos, para prevenir su
obstrucción por formación de hidratos y
verificar la adecuada distribución de MEG.Columna estabilizadora de gasolina, para
prevenir su inundación.
VARIABLES CONTROLADAS
VARIABLES CONTROLADAS
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La temperatura de regeneración de MEGdebe controlarse para evitar la degradación
del producto.La temperatura del Hot Oil a la salida de la
caldera debe controlarse por lo mismo.
Demás variables de operación deben
mantenerse dentro de los valores prescriptos
en el manual de operación.
VARIABLES CONTROLADAS
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PRINCIPALES EQUIPOS:
FILTRO SEPARADOR
PRINCIPALES EQUIPOS
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PRINCIPALES EQUIPOS
SEPARADOR DE ENTRADA
PRINCIPALES EQUIPOS
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Para lograr la máxima separación a la entrada
de la unidad se utilizan filtros separadores.
Constan de un conjunto de cartuchos filtrantes
En segunda etapa el gas pasa por un
extractor de niebla.
El liquido separado se acumula en el mismo
recipiente o en uno independiente.
Se utilizan también en otras aplicaciones queno toleren la presencia de liquido.
PRINCIPALES EQUIPOS
PRINCIPALES EQUIPOS
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SEPARADOR FILTRO HORIZONTAL DE ENTRADA
PRINCIPALES EQUIPOS
PRINCIPALES EQUIPOS
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SEPARADOR FILTRO HORIZONTAL DE ENTRADA
PRINCIPALES EQUIPOS
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PRINCIPALES EQUIPOS:
INTERCAMBIADORES DE CALOR
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PRINCIPALES EQUIPOS
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INTERCAMBIADORES GAS HÚMEDO – GAS SECO Y
GAS SECO - GASOLINA
Q
PRINCIPALES EQUIPOS
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CHILLER Y SEPARADOR FRIO LTS)
PRINCIPALES EQUIPOS
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INTERCAMBIADOR GAS HÚMEDO – PROPANO REFRIGERANTE
CHILLER
PRINCIPALES EQUIPOS
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Los intercambiadores de haz tubular, caso gas-gas y chiller, se diseñan sobre las siguientes
bases:
El calor intercambiado.
La diferencia media de las temperaturas de
los fluidos.Las resistencias a la transferencia del calor.
Caudales y estado físico de los fluidos.
La caída de presión admitida en ambos
lados: tubos y envolvente.
PRINCIPALES EQUIPOS
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Aspectos a tener en cuenta en la selección
Propiedades de los fluidos.
Temperatura y Presión de diseño.
Materiales de construcción.
Necesidades de mantenimiento.Costos de fabricación.
Ø y posición de las conexiones.
Instrumentación y accesorios asociados.
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTO
DE ROCÍO
PRINCIPALES EQUIPOS:
SEPARADORES BI Y TRIFÁSICOS
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PRINCIPALES EQUIPOS
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Para separar del gas las gotas mas pequeñas
se usan scrubbers.
Son separadores verticales provistos de
extractores de niebla (demisters) de alta
eficiencia.No permiten gran tiempo de retención del
liquido separado.
Se aplican a la aspiración de los compresores.
PRINCIPALES EQUIPOS
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SCRUBBER DE ASPIRACIÓN DE COMPRESORES
PRINCIPALES EQUIPOS
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En el LTS se separan las fases liquidas de
la gaseosa y las liquidas entre si.
Las fases liquidas, MEG y gasolina seseparan porque son inmiscibles.
La fuerza impulsora para que se opere laseparación es la gravedad.
Los fluidos se separan debido a su diferente
densidad: la gasolina más liviana se extraepor la parte superior.
PRINCIPALES EQUIPOS
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La fase gaseosa se dimensiona para nosuperar la velocidad límite en que seproduciría el arrastre de las gotas.
La formula para la velocidad límite es:
V=K [(l – g) / g]^½
Donde:K= constante empírica (m/seg)
V= velocidad de desplazamiento del gas
(m/seg)l = densidad del liquido
g = densidad del gas (Kg/m³)
PRINCIPALES EQUIPOS
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Los valores de K se encuentran tabulados en API 12J. En general se usa 0.35 ft/seg.
Para mejorar la separación se colocan eneste sector elementos coalescentes: cajas dechicanas o extractores de malla (demisters).
Estos elementos favorecen la coalescenciaaumentando el tamaño de las gotas.
En la fase líquida la separación se produce
por desplazamiento de un fluido discontinuoen el seno de otro continuo.
PRINCIPALES EQUIPOS
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CAJA DE CHICANAS
PRINCIPALES EQUIPOS
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EXTRACTOR DE NIEBLA DE MALLA
PRINCIPALES EQUIPOS
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El volumen necesario para la separación de delas fases líquidas esta gobernado por el
“tiempo de residencia”.
El API de 12J recomienda los tiempos deresidencia a utilizar en cada caso.
Para la separación MEG – gasolina el tiempode residencia será de 5 a 10 min.
Para un análisis cualitativo es útil la fórmula de
Stokes, aplicable a sistemas líquido líquido ysólido líquido.
PRINCIPALES EQUIPOS
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Fórmula de Stokes:
V= g(Dp)^2(H-L) / (18 ) donde:
V= velocidad terminal (m/seg).
G= aceleración de la gravedad.
Dp= diámetro de la gota, burbuja o partícula (m).
H= densidad del fluido pesado (Kg/m³).
L= densidad del fluido liviano (Kg/m³).
= viscosidad de la fase continua (Kg/m seg).
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
PRINCIPALES EQUIPOS:
COMPRESORES
PRINCIPALES EQUIPOS
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COMPRESOR DE REFRIGERACIÓN
PRINCIPALES EQUIPOS
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En las plantas de ajuste de DP, se utilizancompresores de Propano para el circuito
refrigerante. Son del tipo:Rotativo a tornillo de dos etapas.
Rotativo centrífugo multietapa.
Alternativo de dos (o más) etapas.
En las plantas de estabilización de la gasolina
se utiliza un compresor de 2 etapas tomandogas de media presión en la interetapa.
PRINCIPALES EQUIPOS
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Los equipos periféricos mas importantes,además de la máquina de accionamiento son:
Aeroenfriador de gas y de aceite.
Separador-filtro a la succión de cada etapa.
Separador de aceite de alta eficiencia, en
compresores a tornillo. Amortiguadores de pulsaciones en los
compresores alternativos.
Sistema de regulación de capacidad.
PRINCIPALES EQUIPOS
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La potencia en el eje de un compresor alternativo se puede estimar con:
BHP = 22 . r . n . Q . F, donde:
r : relación de compresión / etapan : n° de etapas
Q : caudal en MM cfd @ t entrada y 14.7 psia
F : 1.08 para 2 etapas
Esta fórmula da valores conservadores y se
usa para una estimación muy preliminar.Para cálculos más precisos se debe consultar
con el fabricante.
PRINCIPALES EQUIPOS
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COMPRESOR DE TORNILLO
PRINCIPALES EQUIPOS
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COMPRESOR ALTERNATIVO
PRINCIPALES EQUIPOS
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CORTE DE UN CABEZAL CON DESCARGADORES
PRINCIPALES EQUIPOS
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AMORTIGUADORES DE PULSACIONES
PRINCIPALES EQUIPOS
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CONTROL DE CAPACIDAD
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
PRINCIPALES EQUIPOS:
COLUMNAS
PRINCIPALES EQUIPOS
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Columna estabilizadora de gasolina
Columna de acero al carbono para Pd y Td.
Ø según los caudales de gas y de líquido.Platos de válvulas más comunes.
Se controla la presión de salida del gas.
Se controla el caudal de líquido que circula.
Se monitorea la TVR de la gasolina
estabilizada.
PRINCIPALES EQUIPOS
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TOPE DE COLUMNA ESTABILIZADORA DE GASOLINA
PRINCIPALES EQUIPOS
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COLUMNA ESTABILIZADORA DE GASOLINA
PRINCIPALES EQUIPOS
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Reboiler
Intercambiador de haz tubular, de acero al
carbono calefaccionado con Hot Oil o vapor.Tipo termosifón o marmita (kettle).
Prestar especial atención a la temperatura.
La carga térmica se requiere para:
1) Suplir calor para calentar la gasolina.
2) Desorber los gases livianos.
PRINCIPALES EQUIPOS
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COLUMNA
BOMBA Y
REBOILER
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
OBJETO DEL PROCESO
DE ESTABILIZACIÓN
OBJETO DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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DE ESTABILIZACIÓN
TVR: Tensión de Vapor Reid.
Significa presión de vapor de la gasolina
medida con el instrumento Reid.
Si la presión (tensión) de vapor es mayor que
la presión atmosférica, 14.7 psia a nivel del
mar, la gasolina almacenada en un tanque API
emitirá vapores al medio ambiente.Para evitarlo, la TVR no debe superar 12 psia
medida a 100 ºf.
OBJETO DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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DE ESTABILIZACIÓN
La TVR e la gasolina separada en el LTS es
superior a la máxima permitida para su
almacenaje y debe ser estabilizada.
El proceso de estabilización consiste en
separar los componentes livianos tales como elMetano, Etano y parte de los LPG.
Estos gases se recuperan en media y baja
presión por lo que se los re-comprime a la
presión del gas a la entrada.
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
DE ESTABILIZACIÓN
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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DE ESTABILIZACIÓN
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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Secuencia del proceso de estabilización
Los condensados separados en distintas
unidades de tratamiento se colectan en un
separador de entrada a presión intermedia.
Precalentamiento del condensado con lagasolina estabilizada caliente.
Expansión del condensado separado a baja
presión en la LCV y alimentación del
condensado a la columna de estabilización.
DE ESTABILIZACIÓN
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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Secuencia del proceso de estabilización (cont.)
El condensado separado en el LTS se
precalienta con el gas de entrada a la planta
de ajuste de DP.
Expansión a presión intermedia en un tanqueflash.
El gas separado se envía al colector de
presión intermedia.
El líquido se alimenta al tope de la columna.
DE ESTABILIZACIÓN
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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Secuencia del proceso de estabilización (cont.)
Destilación de los livianos que se separan
por el tope de la columna.
Calentamiento del condensado con los
vapores generados por el reboiler. La gasolina estabilizada del fondo de la
columna se pre-enfria con la alimentación.
El enfriamiento final se realiza con aero-
refrigerantes antes del almacenaje final.
DE ESTABILIZACIÓN
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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Secuencia del proceso de estabilización (cont.)
Los gases destilados por el tope de la
estabilizadora se alimentan a la primera
etapa de un compresor de dos etapas.
Los gases del colector de media presión sealimentan a la segunda etapa del
compresor.
El compresor descarga a la presión del gas
a la entrada de la planta de ajuste de DP.
DE ESTABILIZACIÓN
PFD ESTABILIZACIÓN
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Condensado
E-13
V-221
E-7
Cond.+Gasol.
Condensado
Gas de media
Quemador
A Tk Cond. E-8
T-3
Cond.+Gasol.De Hot oi l
A Hot oi l
Gasolina
K-2
Gas a recicloGas de baja
Agua
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
LISTA DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS
PRINCIPALES EQUIPOS
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Lista de equipos de la unidad de estabilización
Separador flash de condensado a la entrada.
Separador flash del agua separada.
Precalentador de condensado.
Columna estabilizadora.
Reboiler.
Compresor de reciclo.
Aero-enfriador de la gasolina estabilizada.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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DE ESTABILIZACIÓN
Control de la operación de estabilización
En el separador flash:
Lazos de control de nivel del agua separada
y de condensado, lazo de control de presión
de media al compresor y descarga a laantorcha por alta presión.
En el separador flash de agua:
Lazos de control de nivel y de presión de
gas descargando a la antorcha.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESODE ESTABILIZACIÓN
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DE ESTABILIZACIÓN
Control de la operación de estabilización (cont.)
En el reboiler:
Lazos de control de nivel de gasolinaestabilizada y lazo de control de caudal de
Hot Oil controlando la temperatura del platoinferior de la columna
En el tope de la columna:
Lazo de control de alta presión de tope a la
antorcha y al compresor de reciclo
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
PRINCIPALES PROBLEMAS OPERATIVOS
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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O OS
Estos son:
Formación de hidratos.Inertes en el sistema de propano.
Arrastre de hidrocarburos con el MEG.Inundación de la torre de MEG.
Alta TVR de gasolina.
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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Las corrientes de gases húmedos que se
despresuricen a través de una válvula,
restricción, u otro dispositivo disminuirán su
temperatura como consecuencia de la
reducción de presión (efecto Joule-Thomson); los componentes pesados y la
humedad que se separen de la corriente
gaseosa por condensación puedensolidificar obstruyendo el pasaje de fluido.
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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La formación de hielo e hidratos se previene
mediante trazador eléctrico y aislamiento.
Sin embargo durante la puesta en marchapuede ocurrir la formación de hidratos en
lugares imprevistos, que no cuenten con esa
protección.
La formación de hidratos en estos casos
deberá resolverse elevando la temperaturade la zona afectada, por ejemplo mojándola
con agua caliente.
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Como se ha visto, la formación de hidratos se
producirá en los intercambiadores gas-gas,
gas-gasolina y en el chiller.
El problema se manifiesta por una excesiva
pérdida de carga detectada a través de losmedidores de presión diferencial.
En este caso, verificar si los caudales de
inyección de glicol son los correctos y también
verificar el estado de las toberas.
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Si durante la operación el sistema derefrigeración requiere un aumento de lacapacidad de aspiración para mantener lamisma producción de frío, es posible que elaceite esté contaminando el Propanoproduciendo una reducción de la presión de
vapor correspondiente a la temperatura deevaporación.
En este caso se debe purgar el aceiteacumulado en el chiller y en el recibidor depropano condensado utilizando losdispositivos previstos para tal fin.
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Si se observa un aumento de la presión de
condensación respecto de la temperatura de
salida de los aeroenfriadores, esto indica unaacumulación de gases inertes en el sistema de
Propano.
Para solucionar este inconveniente seránecesario eliminarlos, purgando el circuito de
Propano a través de las válvulas que a tal
efecto se instalan en los puntos altos de
ingreso a los aerocondensadores.
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Si se detectan problemas operativos en elsistema de regeneración de glicol tales comoformación de espumas y dificultades para
mantener adecuadamente los niveles, deberásospecharse la presencia de hidrocarburosdentro de esta unidades. Esta situación no esnormal dado que los hidrocarburos no deben
llegar hasta aquí. La separación gruesa entre los hidrocarburos y
el glicol se produce en el separador frío,
mientras que el pulido se logra en el equiposeparador flash de MEG.
Por lo tanto deberá verificarse el buenfuncionamiento de estas unidades.
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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Asegurarse que el nivel de interfase en el
separador flash de MEG esté en el valor
adecuado y que los transmisores de nivelestén operando correctamente sin que se
produzcan oscilaciones en los niveles.
Verifique la calidad de la separación lograda(que no haya emulsiones).
Puede ser necesario tomar una muestra delglicol de salida de este equipo y determinar el
contenido de hidrocarburos.
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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Controlar que el nivel de interfase líquido-
líquido en el LTS es el adecuado, si el nivel
es muy bajo puede haber un arrastre
excesivo de hidrocarburo hacia el separador
flash de MEG.
Esto se debe a que no se habría logrado el
tiempo de residencia mínimo para que seproduzca una correcta separación de fases.
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Si se inunda la torre de glicol significa que se ha
excedido la máxima relación líquido-gas, de
manera que deberá verificarse que:
La unidad de regeneración esté operando a la
temperatura de diseño.El caudal de glicol inyectado no sea excesivo.
El caudal derivado al serpentín de
enfriamiento de la cabeza de la columna
regeneradora de MEG es el correcto.
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Verificar que la presión y temperatura deoperación del reboiler de la estabilizadora
correspondan con los normales de operación.Valores más bajos conducen a cortes de
gasolina con mayor porcentaje de componentes
de bajo punto de ebullición (mayor TVR).Un valor alto de la presión de vapor de la
gasolina estabilizada indica la presencia
significativa de componentes de bajo pesomolecular.
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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Una elevada TVR indica que el sistema de
estabilización de gasolina no opera
correctamente.Verificar el buen funcionamiento de los
controladores de presión de la torre
estabilizadora y el lazo de control que manejala alimentación de hot oil al reboiler de la torre
estabilizadora.
Asegurarse que el aceite térmico se encuentre
a la temperatura de diseño.
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Para evaluar si el consumo energético esrazonable se debe tener en cuenta que
El mayor consumo se produce en el chiller
Para minimizarlo se pre enfría el gas con el gasseco y con el condensado separado
La carga térmica se produce por:Condensación de los hidrocarburos.
Enfriamiento del gas.
Enfriamiento del condensado.
Enfriamiento del MEG inyectado.
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La energía en el sistema se consume en:
El motor del compresor de refrigeración
BHP = K x Caudal x Delta P
El combustible para el sistema de Hot Oil
Calor = Caudal x Cap. Calorífica x Delta T
Aeroenfriadores o bombas de agua
BHP = K x Caudal x Delta PK = constante de proporcionalidad
PRINCIPALES PROBLEMASOPERATIVOS
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Factores que influyen en el consumo:
Temperatura del refrigerante en el chiller.
Temperatura de condensación.
Subenfriamiento del refrigerante líquido.
Eficiencia del preenfriamiento.
Caudal de inyección de MEG.
Aplicación del efecto Joule-Thomson.
Adecuado no. de etapas en el compresor.
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
SISTEMAS AUXILIARES DE LA UNIDAD:
AIRE PARA INSTRUMENTOS
PFD AIRE COMPRIMIDO
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AIRE PARA INSTRUMENTOS
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El aire debe estar comprimido y seco.
Se comprime a 150 psig, máximo 170 psig.
Se deshidrata hasta un contenido de agua en
el aire de ~ 10 ppm.
Para evitar la formación de condensados enlas cañerías e instrumentos.
Se realiza en lechos fijos de Alumina Activada.
AIRE PARA INSTRUMENTOS
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La regeneración de los lechos se realiza por despresurización (Heat Less Dryers).
O por arrastre con aire caliente.
En todo momento uno de los lechos está en
operación mientras el otro se está regenerando.
La regeneración por arrastre tiene una fase de
calentamiento y una fase de enfriamiento.
AIRE PARA INSTRUMENTOS
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El aire atmosférico se filtra y se comprime.
Se usan compresores alternativos de 2 etapas
de pistón seco o,Compresores rotativos a tornillo de una etapa.
Al enfriar el aire, luego de la compresión, seproduce condensado que debe ser separado
antes de la deshidratación.
Se filtra antes y después de los lechos.
AIRE PARA INSTRUMENTOS
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El sistema de aire debe contar con un
pulmón de reserva por paradas imprevistas
del sistema de suministro.El aire se distribuye por la planta a ~150 psig
A esa presión se alimenta aire a losactuadores a pistón.
Para accionamiento de válvulas a diafragma
se reduce a 30 psig.
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
SISTEMAS AUXILIARES DE LA UNIDAD:GAS COMBUSTIBLE
PFD GAS COMBUSTIBLE
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GAS COMBUSTIBLE
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El sistema de gas combustible se alimenta conla corriente principal de gas o con el gasexcedente del tratamiento.
Se precalienta en un calentador indirecto.Pasa por un tren de válvulas reductoras de
donde se extraen corrientes a distintas
presiones, según las necesidades de la planta.Por un separador-filtro de partículas finas.
Y por un puente de medición de caudal paracerrar el balance de materiales de la planta.
GAS COMBUSTIBLE
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El gas combustible alimenta a:Calentadores, calderas de Hot Oil.
Motores de combustión interna.
Turbocompresores y turbogeneradores.Gas de arranque.
Gas de sello (a mayor presión).Gas motriz para las bombas de pre y postlubricación.
Gas de antorcha.Blanketing de recipientes y tanques.
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
SISTEMAS AUXILIARES DE LA UNIDAD:OTROS
PFD SISTEMA DE ANTORCHA
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PFD SISTEMA DE DRENAJES
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OTROS SISTEMAS AUXILIARES
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Se mencionan a título informativo
Sistemas de venteos a antorcha.
Sistemas de drenajes (abiertos, cerrados).
Generación de energía eléctrica.
Agua potable y agua demi.
Agua contra incendios.
Sistema de Hot Oil (ya descrito).
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PLANTAS DE AJUSTE DE PUNTODE ROCÍO
SISTEMAS AUXILIARES DE LA UNIDAD:SISTEMA DE SEGURIDAD
NIVELES DE SEGURIDAD
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El sistema de seguridad de la planta se
denomina SSS (Security Shut Down System)
Es independiente del sistema de control deprocesos PCS (Process Control System)
Es el SSS comprende los sistemas de:Shut Down por emergencias (ESD).
De detección de fuego.Detección de fugas de gas.
NIVELES DE SEGURIDAD
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El Security Shut Down System monitorea
datos de transmisores específicos
Actúa accionado por:
Botones de shut down accionados
voluntariamente.
Switches de seguridad.
Detectores de fuego y gas.
NIVELES DE SEGURIDAD
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Se definen niveles de emergencia paraproteger partes de la planta sin influir en la
operación de otras partes no afectadas
Nivel 3 – máxima emergencia, produce la
parada completa de la planta:
ESD de áreas de procesos y servicios.
Bloqueo de alimentación y descarga.
Parada de equipos rotativos.