generación y control manual de la operación de indicadores claves de proceso...

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE VALPARAÍSO FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA.

PROYECTO PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL QUÍMICO

Generación y Control Manual de la Operación de Indicadores Claves de

Proceso ENAP Refinería Aconcagua.

Esperanza Elizabeth Gálvez Inzunza.

Profesor Guía: Jaime Fernández Célis.

2011

Agradecimientos

A Dios que ha sido el sustento en mis momentos difíciles, el que me ha dado

la fortaleza y toda la alegría para enfrentar esta vida.

A mi Madre Eva Inzunza por su ejemplo de entereza y apoyo en todo

momento, a mi abuela Guacolda que me demuestra día a día su amor y fuerza, y

mi hermana Rocío que me han dado la oportunidad y la herramienta de ser un

profesional, de verdad, las amo mucho.

A mi novio Rodrigo que lo Amo completamente, gracias por amarme tal

como soy, apoyarme en todo momento y espero a través de este trabajo

concretar todos nuestros sueños.

A mis amigos que han estado en las buenas y malas agradezco su cariño

demostrado estos años y por su amistad incondicional, se que a pesar de todos

los momentos difíciles ustedes siempre estarán ahí.

A mi Profesor Guía Jaime Fernández Celis por su ayuda, disposición y

cooperación en este trabajo.

Finalmente Agradezco a Enap Refinería Aconcagua por darme la

oportunidad de desarrollar el trabajo de titulación, en especial a los Ingenieros

Elizabeth Rivero , Carolina Melo y Carlos Lizana por su dedicación, sencillez y

tiempo para enseñarme a crecer como persona y profesional.

ii

RESUMEN

El presente trabajo fue efectuado entre el 19 de Abril hasta el 29 de Octubre

del 2010.

El objetivo general del trabajo fue definir indicadores claves de proceso (KPI:

Key Indicador Performance), clasificados en la confiabilidad de plantas,

disponibilidad, calidad de productos, y energía. Esto permite el análisis

operacional evidenciando el comportamiento de las variables más importantes de

cada Proceso, tal como Temperatura zona radiante, zona convectiva de los

Hornos de refinería, Temperatura de desalado, calidad de desalado, consumo de

antiespumante entre otras.

Toppin1, Topping 2, Coker, Área de Cracking, dos Plantas del Área

Hidrógeno: Hidrocracking y Reformación fueron las Unidades de procesos en

donde se generaron Indicadores Claves (KPI).

Esto implicó generar una aplicación en el Software PI-ProcessBook para el

seguimiento de indicadores claves de proceso utilizando lenguaje de

programación, las lecturas de las variables están en línea de tal manera que

estos diagramas y sistema de alerta son accesibles a todo el personal de

Refinería Aconcagua. Este sistema establece la medición, registro y monitoreo de

las variables de operación, de tal manera de generar un control manual al

momento de presentar desviaciones negativas e intermedias en tales procesos.

La nomenclatura general que señala el rendimiento de los Indicadores es:

1-.Color Verde: Un cumplimiento de la variable al 100%, desviación positiva.

2-.Color Amarillo: Un cumplimiento de la variable al 75%, desviación intermedia.

3-.Color Rojo: Un cumplimiento de la variable al 50%, desviación negativa.

Se generó un total de 192 KPI, de los cuales 41% corresponden a

Disponibilidad de las instalaciones, 17% a Energía, 13% Calidad de productos,

29% a Confiabilidad.

iii

La falta de monitoreo en los KPI genera un listado de variables críticas y

como consecuencia un acumulación de errores y defectos en la operación y

equipos.

Algunos indicadores más críticos clasificados según la Unidad estudiada y

sus desviaciones negativas son:

1-.Topping 1: a-.Temperatura Desalado: presenta una desviación de 9.8 y opera

un 21.7% por debajo de lo recomendado. b-. Sal salida Desalador: presenta una desviación de 4.18 y opera por sobre el

112,5% de lo recomendado de acuerdo a su valor objetivo de operación.

2-.Topping 2: Temperatura Desalado: el comportamiento promedio fue de 106.2

°C con una desviación de 9.67. Opera un 31.8% por debajo de lo recomendado

(140°C). 3-.Coker: Control Antiespumante: Se gasta en promedio 92 US$/drum, y su valor

objetivo es de 50 US$/drum, por lo tanto existe una perdida mensual de 1260

US$. 4-.Área Cracking: Temperatura Primer Claus URA 2: este KPI se encuentra

operando bajo un 20% de lo recomendado (300°C), el valor promedio que opera

es de 249.47°C y el valor de su desviación es 94.39. 5-.Área Hidrógeno: Inyección agua lavado/ carga: Hidrocracking: Opera

generalmente a una razón de 9.4 lo que significa que esta un 35.11% por debajo

su valor objetivo (12.7).

En total se recuperó 64.5 MUS$/d sumando todas las plantas y sus respectivos

márgenes antes y después de la implementación, demostrando un

comportamiento positivo con respecto al control de los KPI’S los cuales influyen

de manera directa o indirecta en la producción del crudo.

Finalmente se recomienda la supervisión diaria gracias a la herramienta en

línea creada y alternativas para la mejora de las variables críticas.

Índice

iv

Índice general

CAPÍTULO I .................................................................................................7

1.0 INTRODUCCIÓN...................................................................................2

CAPÍTULO II ................................................................................................4

2.0 ANTECEDENTES GENERALES ..........................................................5

2.1 Antecedentes de la Empresa. ............................................................5

2.2. Antecedentes de los Procesos y Plantas..........................................7

2.2.1. Antecedentes Unidad de Topping 1 ........................................14

2.2.2. Antecedentes Unidad de Topping 2. ........................................19

2.2.3 Antecedentes Unidad de Coker.................................................23

2.2.4 Antecedentes Unidad de Cracking Catalítico FCC....................30

2.2.5 Antecedentes Unidad de Hidrógeno HCK. ................................35

2.2.6 Antecedentes Unidad Reformación Catalítica...........................39

2.3 Antecedentes sobre los indicadores claves de proceso................46

2.4 Antecedentes del problema...............................................................49

CAPÍTULO III .............................................................................................51

3.0 Metodología. .......................................................................................52

3.1 Cálculos Unidades Topping 1 y 2. ..............................................66

3.3 Cálculos área Cracking. ...................................................................84

3.4 Cálculos Área Hidrogeno. ................................................................93

CAPÍTULO IV...........................................................................................107

4.0 Resultados Topping 1 y 2.................................................................108

4.1 Resultados Unidad Coker ..............................................................112

1-.Control Antiespumante KPI mensual. ..............................................112

4.2 Resultados Área Cracking..............................................................114

4.3 Resultados Área Hidrógeno. ..........................................................116

CAPÍTULO V............................................................................................118

5.0 Conclusiones .....................................................................................119

REFERENCIAS………………………………………………………………124

Anexos………………………………………………………………………...125

Índice

v

Índice de Figuras

Figura 2.0. Plantas de Enap Aconcagua.....................................................6 Figura 2.1. Planta con generación de indicadores claves de proceso......13 Figura 2.2.Esquema del proceso de Topping 1. .......................................18 Figura 2.3 Esquema del proceso de Topping 2 .......................................22 Figura 2.4. Drums y Horno…………………………………………………….26 Figura 2.5 Fraccionadora de la Unidad de Coker .....................................27 Figura 2.6 Compresor, Absorción y Stripping. ..........................................28 Figura 2.7 Debutanizadora y tratamiento de Aminas................................29 Figura 2.8: Unidad Cracking Fraccionamiento y Convertidor ..................33 Figura 2.9. Unidad Cracking Concentración de gases..............................34 Figura 2.10. Unidad Hidrocracking. ...........................................................37 Figura 2.11. Planta NHT. ..........................................................................42 Figura 2.12. Planta CCR............................................................................45 Figura 2.13. Esquema de la naturaleza de los indicadores. .....................46 Figura 2.14. Mecanismo de un esquema de Control. ...............................47 Figura 2.15. Desarrollo de un indicador y sus límites. ..............................48 Figura 3.0 : Formato Data Set. ..................................................................53 Figura 3.1: Formato KPI ............................................................................54 Figura 3.2: Formato de Formulario de TAG’S. ..........................................58 Figura 3.3: Utilización de comando Value en PI-ProcessBook.................59 Figura 3.4: Utilización del comando Multistate en PI-ProcessBook..........60 Figura 3.5: Utilización del comando para crear botones en PI- ................61 Figura 3.6: Diagrama apoyo en PI-ProcessBook sección desaldores......61 Figura 3.7:Comandos básicos para el diseño de Diagramas …………….63 Figura 3.8: Cuadro Resumen para Topping 1...........................................64 Figura 3.9. Diagrama Cuadro Resumen Topping 1. .................................72 Figura 3.10: Diagrama Cuadro Resumen Topping 2. ...............................73 Figura 3.11: Diagrama Cuadro Resumen Unidad Coker. .........................83 Figura 3.12: Temperatura de Hornos y reacción proceso Claus ..............87 Figura 3.13: Diagrama Cuadro Resumen Área Cracking .........................92 Figura 3.14: Diagrama Cuadro Resumen Hidrocracking. .........................99 Figura 3.15 Cuadro Resumen Unidad Reformación. .............................106 Figura 4.0: Gráfico Temperatura desaladores ........................................108 Figura 4.1: Gráfico Sal salida Desalador.................................................109 Figura 4.2: Gráfico Razón Vapor/ Crudo Reducido ................................110 Figura 4.3: Gráfico Temperatura Desalado Topping 2............................111 Figura 4.4 Grafico: VCM Coque ..............................................................112 Figura 4.5: T° Combustor B-3503 URA 3................................................114 Figura 4.6: Gráfico Temperatura primer Claus URA 2............................115 Figura 4.7 Gráfico: Inyección Agua/Carga ..............................................116 Figura 4.8:Comparación margen en bruto y mejoras en la producción 117 Figura 5.0 Sal salida Desalador. .............................................................119 Figura 5.1: Ejemplo Matriz Impacto-Esfuerzo………………………………..122

Índice

vi

Índice de Tablas

Tabla : 2.1 Lista KPI Topping ................................................................................ 7 Tabla : 2.2 Lista KPI Topping 2 ............................................................................. 8 Tabla : 2.3 Lista KPI Coker. .................................................................................. 9 Tabla : 2.4 Lista KPI Área Cracking FCC............................................................ 10 Tabla : 2.5 Lista KPI Hidrocracking ..................................................................... 11 Tabla : 2.6 Lista KPI Reformación....................................................................... 12 Tabla 3.0: Cantidad de agua de Lavado. ............................................................ 55 Tabla 3.1: Parámetro objetivo y el valor al 50,75 y 100%. .................................. 56 Tabla 3.10: Reacciones que involucran a CS2 .................................................... 90 Tabla 3.11: Matriz Resumen Área Hidrógeno ..................................................... 93 Tabla 3.12: Lista Oficial KPI Área Hidrógeno...................................................... 93 Tabla 3.13: Matriz Resumen Unidad Reformación ........................................... 100 Tabla 3.14: Lista Oficial KPI Área Hidrógeno.................................................... 101 Tabla 3.2: Matriz Resumen KPI. ......................................................................... 66 Tabla 3.3: Lista Oficial de KPI Topping 1. ........................................................... 66 Tabla 3.5. Matriz Resumen Unidad Coker. ......................................................... 74 Tabla 3.6: Lista Oficial de KPI Unidad Coker. ..................................................... 75 Tabla 3.7: Matriz Resumen Unidad Coker. ......................................................... 84 Tabla 3.8: Lista Oficial KPI Unidad de Cracking ................................................. 84 Tabla 3.9: Reacciones que involucran a COS. ................................................... 89 Tabla 3.10: Reacciones que involucran a CS2…………………………………………………………….90Tabla 3.11: Matriz Resumen Área Hidrógeno……………………….................... 93 Tabla 3.12: Lista Oficial KPI Área Hidrógeno……………………………………….93 Tabla 3.13: Matriz Resumen Unidad Reformación……………………………….100 Tabla 3.14: Lista Oficial KPI Área Hidrógeno……………………………………..101

Pontificia Universidad Católica de Valparaíso

1

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN

Capítulo I Introducción

2

1.0 INTRODUCCIÓN

En ingeniería química existen variables influyentes que nos ayudan a

optimizar y controlar plantas de proceso, pero son sólo algunas influyen de

manera efectiva en el producto final.

En Refinería Aconcagua se ha implementado el concepto de indicadores

claves de proceso KPI a partir de Junio del 2009, pero su seguimiento y

resultados son emitidos mensualmente, esto implica una postergación en la toma

de acciones inmediatas ante un eventual mal funcionamiento y un

comportamiento erróneo de acuerdo al parámetro objetivo recomendado para

cada KPI.

La falta de monitoreo en los procesos de refinería produce como

consecuencia acumulación de defectos en las unidades produciendo: Pérdidas de

producción por calidad, costos de operación, reducciones en la disponibilidad de

equipos y una toma de acciones retrasada en las variables respectivas.

El defecto entra en el sistema, ya sea como defecto de diseño, de operación

o mantenimiento, y se transforma en una falla impactando la calidad, luego afecta

la capacidad productiva hasta que se convierte en una falla de equipo.

Ante esta necesidad se determinó el objetivo general el cual es generar un

listado con las variables claves de cada proceso productivo en Refinería.

Capítulo I Introducción

3

Esto consiste en un sistema de medición, registro y supervisión de variables

claves operacionales, establecer relaciones entre las variables operacionales

significativas, tales como Consumos energéticos, Disponibilidad de las

instalaciones y Especificación de los productos, posteriormente analizar y

proponer mejoras a los indicadores críticos de las Unidades.

Es por esto que se simula en el Software PI-ProcessBook. Esta herramienta

permitirá supervisar en línea estos KPI creando un control que se desarrolla

manualmente y a diario, produciendo un impacto en la mejora de las variables

entregando las alternativas y/o sugerencias para lograr mejoras prácticas.

Capítulo II Antecedentes Generales

4

CAPÍTULO II

ANTECEDENTES GENERALES


5

2.0 ANTECEDENTES GENERALES

2.1 Antecedentes de la Empresa.

Enap Refinería Aconcagua empresa de energía filial del grupo de empresas

ENAP. La Empresa Nacional del Petróleo, está organizada en dos líneas de

negocios: Exploración – Producción y Refinación además cuenta con dos filiales:

Enap Sipetrol S.A. y Enap Refinerías S.A, procesando aproximadamente 100.000

barriles/día de crudo.

Enap refinería Aconcagua (ERA) está ubicada en la Quinta Región

específicamente en la ciudad de Con-Cón, contando una cantidad de 808

empleados en el año 2009. La producción de esta filial es la más importante de

país ya que cubre el 80% del requerimiento del combustible en Chile.

El organigrama de ERA corresponde a Gerencia General, siguiendo con la

Gerencia de operaciones el cual se subdivide en 4 Departamentos uno de ellos

es el Departamento de Ingeniería de plantas y estudios básicos que se compone

con la División Ingeniería de Plantas, en esta área se trabajó y se desarrolló el

proyecto de tesis.

ERA consta de diversos procesos químicos para obtener los productos

deseados, es por esto que dentro de sus principales instalaciones se encuentran

las plantas de procesamiento, en la Figura 2.0 se especifican claramente cada

proceso y las plantas que conforman Refinería Aconcagua.


6

Figura 2.0. Plantas de Enap Aconcagua


7

2.2. Antecedentes de los Procesos y Plantas.

En el presente proyecto de tesis se desarrollaron indicadores claves de

proceso KPI’S para las siguientes plantas de Refinería Aconcagua:

Unidad de Topping 1.

Tabla : 2.1 Lista KPI Topping 1


8

Unidad de Topping 2.

Tabla : 2.2 Lista KPI Topping 2


9

Unidad de Coker.

Tabla : 2.3 Lista KPI Coker.


10

Área de Cracking FCC: Isomerización, Unidad Tratamiento

Azufre).

Tabla : 2.4 Lista KPI Área Cracking FCC


11

Unidad de Hidrocracking.

Tabla : 2.5 Lista KPI Hidrocracking


12

Unidad Reformación Catalítica.

Tabla : 2.6 Lista KPI Reformación.

A continuación en la Figura 2.1 se presenta un esquema con las Unidades

especificadas:


13

Figura 2.1. Planta con generación de indicadores claves de proceso.


14

2.2.1. Antecedentes Unidad de Topping 1

El Fraccionamiento consiste en una destilación en la cual se separan, en

mayor o menor grado, dependiendo de los equipos empleados, los componentes

de la solución inicial.

El fundamento básico del fraccionamiento (Topping 1) podría definirse

como: al ebullir una solución de dos o más componentes, los vapores

desprendidos son más ricos en el componente más liviano y el líquido se

enriquece en el componente más pesado.

De esto mismo se deduce que la temperatura de ebullición de una

solución va variando con el tiempo debido a que, el enriquecimiento del líquido en

componentes pesados, produce una disminución en la presión de vapor, por lo

tanto, para mantener la ebullición, la temperatura debe subir hasta producir una

presión de vapor igual a la presión del sistema. Asimismo resulta que la

condensación de una solución de vapores se lleva a efecto a temperaturas

variables.

La torre de fraccionamiento se comporta de una situación similar ya que

los recipientes están montados uno sobre otro, esto elimina todas las tuberías que

exteriores que transportan los reflujos y vapores.

Las fuentes de entrega de calor en este proceso son: Rehervidores,

precalentadores, Hornos y el calor contenido en los productos que se alimentan al

sistema, extrayendo el calor por medio agua de refrigeración de los

condensadores de tope, productos fríos en intercambiadores y productos de

salida de la torre.


15

Descripción de la Unidad

La Unidad de Topping 1 procesa 9000 m3/d, el crudo se alimenta desde 5

estanques de almacenamiento 120000 m3 de capacidad total. [Figura 2.2]

Posteriormente el crudo ingresa al primer tren de precalentamiento, este tren

contiene 3 circuitos donde se precalienta con distintos productos entre ellos están

para el circuito 1: Kerosene, MVGO, Gas oil; para el circuito 2: Diesel, HVGO,

MVGO; para el tercer circuito: Kerosene y Diesel. El objetivo de precalentar es

incrementar la temperatura desde 16°C inicialmente hasta 129°C

El crudo que está a 129°C ingresa a los desaladores en serie L-11 y L-12

pasando previamente por la válvula de mezcla respectivamente, que produce la

homogenización de la mezcla agua/crudo, su función principal es lavar el crudo

con agua y eliminar la sal contenida. El agua salobre del efluente se envía a la

unidad de tratamiento.

El crudo lavado ingresa a al segundo tren de precalentamiento de Topping 1

que aumenta su temperatura desde 129°C a 212°C, esta compuesto de tres

circuitos que intercambia calor con distintos productos, en el circuito 1: Diesel,

residuo de la torre de Vacío y HVGO; para el circuito 2: MVGO, y circuito 3:

Diesel.

Este crudo precalentado se almacena en un acumulador de carga (F-131),

luego es impulsado por una bomba (J-131 A/B) y precalentado nuevamente en el

tercer circuito (con Diesel, HVGO, Residuo de la torre de vacío) llegando a una

temperatura de 282°C antes de ingresar al Horno B-130.


16

El Horno cilíndrico B-130 [Figura 2.2] eleva la temperatura del crudo a

379°C, formando así una mezcla líquido vapor y aumentando finalmente la

temperatura al nivel requerido del proceso. Este horno cuenta con un

precalentador de aire que aprovecha el calor de los gases de combustión,

aumentando su eficiencia.

El Horno B-130 está compuesto de una zona de convección y una de

radiación como todos los hornos de refinería además de cuatros circuitos internos

que corresponde a los 4 Pasos del horno (coils) que se unen a la salida de éste.

El crudo con una temperatura optima de 379°C ingresa a la zona Flash

(fondo) de la torre fraccionadora E-130, que esta compuesta de 44 platos tipo

“ballast”, obteniendo de esta manera los productos deseados tales como Nafta,

kerosene, Diesel y crudo reducido. Se extrae por tope los vapores de

hidrocarburos y agua, por fondo se retira crudo reducido que será posteriormente

procesado en la torre de Vacío E-132.

Los vapores de hidrocarburos y agua que salen por el tope de la torre de

crudo, pasan por los aerorefrigerantes C-130 y condensan en el acumulador F-1

donde se separan en tres fases, agua, gasolina y una de gas.

En la torre E-130 existe un circuito de Overflash que sale de la última

bandeja (45), se ubica sobre la entrada de la línea de transferencia a la zona

flash, esto asegura un flujo mínimo de lavado que sea conveniente, éste entra en

contacto con el flujo de gases ascendentes de la zona flash, el valor recomendado

oscila entre 2% a 5% sobre la carga de la unidad [ Fraccionadora E-130 Figura

2.2].

El crudo reducido que se obtiene del fondo de la E-130 a una temperatura

de 374°C es bombeado (J-130 A/B) hacia el Horno de vacío B-51 el cual tiene 2

circuitos internos (2 coils). Este horno eleva la temperatura del crudo reducido

hasta 405°C.


17

El crudo reducido que se retira del Horno B-51 ingresa al fondo de la torre de

vacío E-132 que está constituida por un sistema de vacío denominado L-135, un

demister en la zona superior, un colector de Gas Oil Liviano de Vacío (LVGO), un

colector de Gas Oil Medio de Vacío (MVGO), un colector de Gas Oil Pesado de

Vacío (HVGO) y un colector de Destilado Parafínico (Reciclo de Vacío), con sus

correspondientes extracciones y reflujos. Por fondo se obtiene crudo reducido que

se envía a procesos tales como Coker o FCCU.

Nota: Todas las temperaturas indicadas corresponden a las de diseño de la

planta y para un tipo de crudo determinado, por lo tanto son solo referenciales.


18

Figura 2.2.Esquema del proceso de Topping 1.

Capítulo II Antecedentes generales

2.2.2. Antecedentes Unidad de Topping 2.

La Unidad de Topping 2 [Figura 2.3 ] procesa 6000 m3/d las cuales

ingresan al primer sistema de precalentamiento con distintos productos donde en

el circuito 1: OVHD, LVGO, Diesel; en el circuito 1 el crudo es precalentado con:

OVHD, Nafta, Kerosene. El crudo se une con en un tercer circuito que se

precalienta con Kerosene, Diesel.

De esta manera el crudo alcanza una temperatura de 129°C antes de entrar

a los desaladores L-652A y L-652B, el flujo total de crudo pasa por la válvula de

mezcla, la cual produce la mezcla íntima del crudo con el agua de desalado esta

razón debe ser del 10%, tras lo cual el flujo entra al desalador L-652 A por su

parte inferior y sale por la parte superior del L-652B.

Todo el crudo pasa al segundo tren de precalentamiento el cual contiene dos

circuitos, estos productos que trasfieren calor son: HVGO, Diesel y Pitch;

alcanzando una temperatura de 214°C, el flujo de crudo pasa posteriormente a un

acumulador de carga (F-603) transportando el crudo al ultimo tren de

precalentamiento el cual con 2 circuitos en paralelo reciben calor del Pitch,

HVGO, AGO, el cual aumenta su temperatura hasta 265°C antes de entrar al

Horno de crudo B-652.

En el Horno B-652 de 4 coils eleva la temperatura a 390°C ingresando a la

torre de fraccionadora E-601 compuesta por 34 platos y se obtiene por tope

Gasolina y gases livianos, en sus extracciones laterales Nafta Liviana, pesada,

Kerosene, Diesel y Gas oil virgen, quedando en el fondo el crudo reducido.

19


20

El crudo reducido total es ingresado al Horno de B-651 que lo componen 2

coils, elevando su temperatura a 408 ° C, ingresando de esta manera a la torre

de vacío E-603.

El crudo reducido que proviene del B-651 es directamente alimentado a la

zona flash de la E-603, es ahí donde se separa la fase líquida de la fase vapor. Los gases de la zona flash al ascender, pasan por dos chimeneas del

colector de destilado parafínico, tras lo cual pasan por un relleno de anillos Glish,

donde se encuentran con un flujo descendente de GOP, llamado lavado caliente,

que tiene por objeto evitar el arrastre de metales y carbón hacia las zonas

superiores 1 .

Por efectos de la disminución de temperatura, una parte del producto

condensa, cayendo al colector de destilado parafínico desde donde es extraído

mediante las bombas J-657 o J-657 A y enviado como reciclo al fondo de la torre

E-601.

El producto que no condensó en el colector de destilado parafínico, continúa

ascendiendo, y pasa a través de un relleno de anillos Glish, tras lo cual llega al

colector de gasoil pesado, el cual es del tipo de extracción total, por lo que cuenta

con cuatro chimeneas por donde pasan los gases, los cuales condensan en gran

parte en este colector debido al efecto del reflujo intermedio.

El producto condensado en este colector, se denomina Gas Oil Pesado

(GOP).

____________________________

1

Manual Topping 1 y Vacío 1, Departamento de Producción División

Fraccionamiento (2007), ERA.


21

Los gases que continúan ascendiendo pasan por otro relleno de anillos

Glish sobre el cual está el distribuidor de reflujo intermedio, el cual condensa gran

parte de estos gases, tras lo cual los gases pasan a través de las chimeneas del

colector de Gas Oil Liviano (GOL), donde condensan casi completamente, por

efecto del reflujo de tope.

Por fondo se obtiene crudo reducido que se envía a procesos tales como

Coker o FCCU.

Nota: Todas las temperaturas indicadas corresponden a las de diseño de

la planta y para un tipo de crudo determinado, por lo tanto son solo referenciales.


22

Figura 2.3 Esquema del proceso de Topping 2.


2.2.3 Antecedentes Unidad de Coker.

La Unidad de Coker procesa 3180 m3/d esta carga proviene del Pitch,

de Topping 1 y 2 (residuo de vacío), cuando no hay residuos de vacío se agrega

carga desde estanques de almacenamiento.

El proceso de coquización comienza desde el estanque de

almacenamiento F-3007, este producto se ingresa a la torre de fraccionamiento E-

3001 por la parte inferior [Figura 2.5].

Antes de entrar a la fraccionadora la corriente se precalienta con los

productos HCGO, (pasan por los precalentadores C-3006 y C-3009) e ingresan al

fondo de la torre en la sección que se encuentra debajo de la sección de lavado

de la torre.

Se produce una mezcla de alimento fresco y reciclo (el reciclo procede

de la sección de lavado de la fraccionadora), a bomba de carga (J-3002) la cual

posee un rodete-triturador de coque envía líquido pasa hacia el Horno de Coker

B-3001, este ingresa a una temperatura de 343°C y sale a 504°C. [Figura 2.4]

Esta temperatura es necesaria para la formación de coque en las

cámaras de coque (D-3001 y D-3002). [Figura 2.4]

El efluente del horno es ingresado a una cámara de coque, donde el

líquido se convierte en coque y vapores de hidrocarburos ligeros, hasta llenar una

cámara por completo, todo esto se cumple en condiciones de tiempo 24 horas,

presión de 1.05 )(/ 2 gcmkg y la temperatura bordea como máximo los 504°C.

23


24

Cuando la cámara se llena por completo el efluente que provenía del horno

se dirige a otra cámara a través de la válvula (L-3001). [Figura 2.4]

Existe un sistema de inyección de antiespumante (L-3002) el cual previene

la formación de espuma en las cámaras de coque; el antiespumante ingresa a la

cámara de coque (D-3001 o D-3002).

Posteriormente los vapores de la cámara de coque son transportados hacia

la fraccionadora E-3001, entrando debajo de la sección de lavado, por lo tanto

el vapor se lava con un reflujo caliente el cual elimina los finos de coque que

pudiesen acompañar a los vapores, extrayéndolos por el fondo de la torre con el

alimento fresco y se recircula al Horno B-3001, es así como los vapores lavados

ascienden hasta la sección de rectificado de la torre.

Dentro de los productos formados en la E-3001, la nafta que se produce por

tope es ingresado nuevamente a un Stripper absorbedor E-3051, el LCGO es

alimentado a un Stripper E-3002, de igual manera el efluente de HCGO ingresa

al Stripper E-3003. [Figura 2.6]

Por el fondo de E-3001 se retira la recirculación que irá al B-3001, el producto

de fondo que sale de E-3051 a una temperatura de 173°C que contiene

mayormente pentanos ingresan al plato 21 de la debutanizadora E-3053 [Figura

2.7], por el fondo como producto sale la nafta estabilizada a 199°C al C-3056, y

por tope a 55°C se retiran los vapores que condensa totalmente en el

condensador de la debutanizadora C-3060, antes de entrar a el acumulador de

cabeza de la debutanizadora F-3056, parte de este producto se envía como

recirculación a la E-3053 y el resto ingresa a el contractor de amina C /3 C 4 E-

3055, donde se elimina H S2 alimentando amina fresca filtrada al contractor a

45°C. [Figura 2.7]


25

El LPG tratado fluye a la parte superior de la columna hacia el decantador

de C /3 C 4 amina F-3058, donde los arrastres de amina se decantan y retornan al

Scrubber de Fuel Gas, donde se envían a la Unidad de Regeneración de Aminas

y el producto LPG se enfría en el C-3063 enviado C /3 C 4 al Splitter LPG3. [Figura

2.7]




Figura 2.4. Drums y Horno.

26


27

Figura 2.5 Fraccionadora de la Unidad de Coker.


28

Figura 2.6 Compresor, Absorción y Stripping.


29

Figura 2.7 Debutanizadora y tratamiento de Aminas.

Capítulo III Metodología y Cálculos

2.2.4 Antecedentes Unidad de Cracking Catalítico FCC.

La Unidad procesa una carga máxima de 5000 dSm /3 , cuya alimentación

proviene de dos líneas principales la primera recibe los gas oils, crudo reducido

y pitch que provienen de Topping 1, los gas oils de la Planta Visbreaker y el

gas oil no convertido de la Planta MHC.

La segunda línea de alimentación recibe el gas oil, crudo reducido, pitch

de Topping 2 y el gas oil de MHC.

La Planta se divide en tres procesos principales: Cracking catalítico,

Fraccionamiento y recuperación de livianos.

La Unidad trabaja con un generador de alta, el proceso consta de un

hidrocarburo de alto peso molecular que puesto en contacto con el catalizador

Gemini en un medio fluizado es pulverizado, estos hidrocarburos se

convierten con la aplicación de calor en vapores de hidrocarburos, gases y

coque residual.

El circuito de carga de la Unidad de Cracking se inicia en el acumulador

F-702 con el gas oil de estanque T-335B y T-423, que es posteriormente

precalentado en el C-702 [Figura 2.8] recibiendo el calor del reflujo de barro

proveniente de la E-701, el flujo de gas oil ingresa al Horno B-751 a una

temperatura de 240°C luego la corriente es llevado al Convertidor que se

compone de dos unidades Básicas el Reactor y el Regenerador.

30


31

Los 2/3 de la reacción de Cracking [ QHCHCHC ++→ 1261462612 ] se

producen en el primer tercio del Riser RR-703 a una temperatura máxima de

550°C, los hidrocarburos que reaccionan pasan al reactor D-702, en el reactor

el catalizador cae por medio de los bafles y se despoja de los hidrocarburos

con vapor de Stripping. [Figura 2.8]

Los hidrocarburos reaccionados junto con el catalizador entran al reactor

D-702, el catalizador cae en el fondo de los bafles donde se produce el despojo

de los hidrocarburos con vapor de Stripping que salen por el tope a través de

un domo a la zona inferior de la torre E-701.

La corriente de catalizador pasa al regenerador D-701, donde se regenera

pasando por 6 pares de ciclones a una temperatura máxima de 788 °C, las

condiciones de operación son de 715°C en la zona cónica a una presión de 22

psig, de esta manera el catalizador recupera sus condiciones iniciales a través

de la combustión del coque producido en la reacción de Cracking consumiendo

carbón.

En la torre E-701 salen por la línea de tope el vapor de agua y los

hidrocarburos pasando posteriormente por enfriadores de aire C-715 A-B-C-D-

E-G y H, que pasan finalmente por un enfriador de agua al C-716 y que es

enviado a un estanque acumulador de tope-producto el F-704.

Los productos como la nafta se dirige a los Stripper de nafta E-704 a una

temperatura de 155°C, la corriente de reflujo de Nafta pesada se dirige al tope

de la torre. Por la parte lateral inferior se retira el remante de COL (cycle oil

liviano) a 214°C la cual ingresa a la E-701 por la parte superior a 106°C.


32

El producto de fondo es succionado por las bombas J-704, J-704A y J-

704B, cuyas descargas se dirigen a el intercambiador C-702 a 294°C donde se

entrega calos a la carga de gas oil, pasando a continuación a la E-701 como

reflujo de barro a través de la línea en común existente para este efecto, al C-

703 y C-704 el fondo ayuda a generar vapor, esta corriente también ingresa

como reflujo de barro a la E-701, además de el circuito de carga al Horno B-

751.

El proceso de concentración de gases a la Unidad [Figura 2.9] la

compone de Absorbedor primario E-721, el secundario E-722 y el Stripper de

Gasolina E-723, como resultado de estos procesos finalmente se obtiene COL

cuya corriente ingresa a la fraccionadora E-701, LPG que se dirigirá a

almacenamiento o a la Unidad de Alquilación y HCGO a E-701.




Figura 2.8. Unidad Cracking Fraccionamiento y Convertidor. 33


.

Figura 2.9. Unidad Cracking Concentración de gases. 34


2.2.5 Antecedentes Unidad de Hidrógeno HCK.

El proceso de la Unidad de Hidrocracking consiste principalmente en

hidrocraquear fracciones pesadas de petróleo en productos más livianos, la planta

procesa una carga de gas oil de vacío de 3180 dm /3 que provienen de las

unidades de vacío 1 y 2.

El circuito de carga comienza en el acumulador F-1202 a una presión de 7.8 2/ cmkg este flujo se divide en dos corrientes, antes ingresar a los intercambiadores

de carga C-1201 A/B se inyecta un flujo de 2700 d

m3

de gas de reciclo el cual

proviene del compresor de gas de reciclo J-1201.

Los intercambiadores están configurados en serie ingresando a una corriente

de 3180 d

m3

de gas oil a una temperatura de 74°C la cual se eleva a 379°C, el

producto con el cual se precalienta la carga es el efluente de los reactores. [Figura

2.10]

Posteriormente la carga ingresa al Horno de carga combinada B-1201 en

donde se obtiene la temperatura final de 418 ° C.

El efluente recalentado ingresa al reactor D-1201, el cual dispone de una

bandeja de distribución de vapor-líquido, la cual esta diseñada para distribuir en

forma uniforme ambos componentes a través de la sección, este flujo sale del

reactor a 432°C.

Continuando con el proceso la corriente ingresa a los posteriores reactores

segundo, tercero y cuarto respectivamente: D-1202, D-1203, D1204; el producto de

los reactores pasan por los intercambiadores de calor por tubo los cuales

disminuyen su temperatura de 432°C a 168°C. [Figura 2.10].

35


36

Los productos de los reactores pasan a los condensadores con aire C-1215

A/B/C/D los cuales trabajan en paralelo saliendo a 49°C al separador de alta presión

F-1204, donde el agua ácida, hidrocarburos líquidos y la fracción de vapores son

separados y removidos individualmente. La presión de trabajo del separador F-1204

es de 98,4 )(/ 2 gcmkg . [Figura 2.10]

La corriente de salida de los condensadores fluye hacia el separador de alta

F-1204, donde el agua ácida, hidrocarburos líquidos y vapores son separados

individuamente removidos, la recolección de agua cuenta con una bota donde se

envía al tambor flash F-1206 que posteriormente será dirigido al Stripper de aguas

ácidas.

Los vapores del F-1204 salen hacia el tambor de succión del compresor del

gas de reciclo F-1205, mientras que los hidrocarburos líquidos van hacia el tambor

flash F-1206.

Los vapores se dirigen al acumuladores F-1205 los cuales pasan por un

coalescedor de malla inoxidable, los cuales retienen gotas de agua que pueda llevar

el reciclo, esta se drenan por la parte inferior del reciclo, después lo descarga el

compresor J-1201 el cual eleva la presión hasta 121 )(/ 2 gcmkg y a una

temperatura de 78°C, las cuales se dividen en distintas corrientes según su uso, este

gas se complementa con el gas de reposición de “make-up gas”, este gas proviene

de la planta de Reformación con un 89,5% de pureza de hidrógeno, con una presión

de 39 2/ cmkg g y una temperatura de 37°C, llegando al tambor de succión F-1207 de

los compresores de gas de reposición J-1202 A/B/C/D.

Por el fondo de la E-1201 sale el producto Diesel a 275°C el cual es

precalentado en el Horno B-1202, su temperatura aumenta a 385°C, ingresando a

la fraccionadora E-1202 por el fondo, donde también se inyecta un flujo de vapor por

el fondo a baja presión, los productos de esa torre son: Nafta, Kerosene, Diesel.


37

La presión de operación de esta torre es de 1.41 2/ cmkg g junto con la

temperatura de zona flash a 385°C.

La Nafta que sale de E-1202 es enviada a un enfriador de aire y posteriormente

al acumulador de tope, este producto es enviado a las plantas de Topping 1 y 2.

El Kerosene que sale de E-1202 es enviado a un Stripper de Kerosene el E-

1203, el cual por tope es recirculado a la E-1202 y el producto de fondo Kerosene es

enfriado y enviando a 37.8°C a almacenamiento. [Figura 2.10]

La corriente de Diesel que sale de la E-1201 es ingresada a un Stripper de

Diesel E-1203 a 315°C, el tope es recirculado a la torre E-1201 y el fondo es

procesado, enfriado, pasando por un coalescedor de diesel L-1202 y un filtro de sal

F-1210 y de esta manera almacenarlo.

Por el fondo de la E-1202 sale Gas oil no convertido a 365°C que se envía a un

intercambiador C-1213 donde disminuye su temperatura, enviándolo a un generador

de vapor C-1211 donde entrega su calor llegando a una temperatura de final de

166°C, a estas condiciones el gas oil no convertido ingresa a un aero-enfriador C-

1217 disminuyendo su temperatura a 90°C y a una presión 3 2/ cmkg g, este

producto se divide en dos corrientes la de almacenamiento y otra de a FCC. [Figura

2.10]




38

Figura 2.10. Unidad Hidrocracking.


2.2.6 Antecedentes Unidad Reformación Catalítica.

La reformación catalítica tiene como objetivo mejorar la calidad de gasolina

aumentando su octanaje.

La planta de reformación catalítica está compuesta por 4 plantas:

-Planta Hidrotratamiento de Nafta (NHT).

-Planta de Reformación Catalítica (CCR).

-Planta Recovery plus.

-Planta Ciclemax.

La generación de KPI fue para las dos primeras plantas nombradas

anteriormente: NHT y CCR, las cuales son de mayor importancia.

El proceso de Hidrotratamiento de nafta, es un proceso de tratamiento

catalítico que emplea un catalizador escogido y una corriente de gas rica en

hidrógeno, para descomponer todos los compuestos de azufre orgánico, nitrógeno

y oxigeno que se presentan en las fracciones de hidrocarburos los cuales se

transforman en ácido sulfúrico, que posteriormente tienen otros usos en Refinería.

La nafta desulfurizada entra al proceso de reformación CCR, donde es

combinada con hidrógeno iniciando una serie de reacciones donde finalmente se

convierte en Reformato y LPG.

39


40

Planta NHT

El proceso consta de una refinación catalítica donde se emplea un

catalizador y una corriente de gas rico de hidrógeno.

Se utiliza Hidrotratamiento para eliminar venenos del catalizador de

Reformato para naftas ácidas o craqueadas antes de ser cargadas al proceso de

reformación, la planta de Hidrotratamiento de nafta esta compuesta de dos

secciones: una de reacción y sección de separación-desorción (Stripper).

La carga de Nafta ingresa a la Unidad en la zona intermedia o desde otra

unidad de proceso, esta se combina con la corriente de gas rico en hidrógeno e

ingresa en los intercambiadores C-471 de carga combinada/efluente del reactor

D-471, fluye hacia el Horno de carga B-471 donde se calienta hasta 339°C.[Figura

2.11]

El efluente del reactor D-471 pasa por el intercambiador C-471 por tubos y

luego al condensador de productos.

En el Stripper E-471 ingresan los hidrocarburos líquidos cerca del tope el

cual lo acompaña un rehervidor B-472 el cual suministra calor requerido para el

fraccionamiento, es en este Stripper en donde se elimina el ácido sulfhídrico,

agua, hidrocarburos livianos e hidrógeno disuelto con la carga pasan al

acumulador de tope F-475.


41

Normalmente no se produce líquido de tope neto y todo el líquido del

acumulador se bombea como reflujo, el gas de tope sale del acumulador hacia el

tratamiento de aminas y/o luego al tope del fuel gas.

Por el fondo del Stripper se bombea el material hacia el intercambiador

carga/ fondo C-471 y generalmente se envía directamente a CCR.


42

Figura 2.11. Planta NHT.


43

Planta CCR

La Unidad procesa 60000 hrkg / de nafta dulce de la planta NHT, desde el

compresor de reciclo J-371 se mezcla la nafta hidrotratada con gas del

compresor.

La mezcla ingresa al C-371 a 86°C y una presión de 21.5 2/ cmkg g, donde

se calienta con el último efluente del reactor D-371 a una temperatura de 485°C,

que posteriormente ingresa al tren de calentamiento de carga B-371, alcanzando

los 543°C pasando la mezcla por una serie de 4 reactores D-371/ ABCD, aquí se

produce la reformación, los reactores están montados uno sobre otro y operan en

un rango de presión de 15.3-16.82 2/ cmkg g. [Figura 2.12]

El efluente que sale del reactor se enfría de manera parcial en el

intercambiador de alimentación combinada C-371 y posteriormente en el

aerocondensador C-374 a 37°C.

Luego pasa al separador F-371 y al recipiente de contacto F-376, el

efluente frío y el condensado del reactor es separado en un líquido y una

corriente rica en hidrógeno.

Una parte del gas es reciclado a los reactores a través del compresor de

reciclo J-371.

El gas restante recibe un tratamiento con cloro en el F-373, luego es

separada cualquier presencia de líquido en el F-375 tambor de succión del

compresor.


44

Del F-375 el gas impulsado a 39 2/ cmkg g por el J-373, y se une con el

líquido del separador F-371 y disminuye su temperatura a 37°C en el C-376.

El líquido condensado y el gas son separados en el F-376, el gas es

enviado a la planta NHT a 38 2/ cmkg g, y el líquido pesado recuperado en el F-

376 es bombeado a la debutanizadora E-371, pasando al intercambiador de calor

C-377 ABC a una temperatura de 181°C.

La columna debutanizadora tiene como objetivo separar el LPG desde el

Reformato obtenido.

Los vapores por tope son condensados en el C-380 y enviados al

acumulador F-379 a 37°C.

Los gases de tope son reciclados al tambor de succión del compresor F-375

y el líquido del F-379 es enviado como reflujo de la torre por medio de la bomba J-

380, el remanente del líquido es enviado a recuperación de LPG.

El Reformato como producto sale por el fondo de la debutanizadora E-371 y

se enfría en el C-377 ABC, posteriormente pasa al aeroenfriador C-378 y el C-379

antes de ir al almacenamiento, el producto llega finalmente a una temperatura de

30°C.



A continuación el esquema que pertenece a la Planta NHT.


45

Figura 2.12. Planta CCR.


46

2.3 Antecedentes sobre los indicadores claves de proceso.

De acuerdo a la naturaleza los indicadores se clasifican al mecanismo de

control para el cuál se obtiene información del sistema en cuestión, por lo tanto

los indicadores pueden ser de eficiencia y de eficacia; los de eficiencia se enfocan

en el control de los recursos y entradas del sistema es aquí donde se evalúan los

recursos y el grado de aprovechamiento por parte de los procesos, actividades del

sistema como por ejemplo cumplimiento de la programación productiva

establecida, nivel de desperdicio, etc.

Los indicadores de eficacia se enfocan en el control de los resultados de un

sistema, evalúan la relación entre la salida del sistema y el valor objetivo

esperado (META), entre estos está el indicador de calidad.

Uniendo el logro de estos dos indicadores resulta el indicador de efectividad.

La Figura 2.13 presenta una esquematización de la naturaleza de los indicadores.

Figura 2.13. Esquema de la naturaleza de los indicadores.


47

El esquema general para establecer los indicadores claves de proceso se

fundamenta en la cibernética cuyo propósito es el estudio de los problemas de

control dentro de los sistemas complejos, esto es para entender y explicar el

comportamiento de un sistema ( o realidad) como una realización dinámica 2.

El control se concibe como el proceso por el cual un sistema se desarrolla

sus metas y objetivos en una constante adaptación.

Todo está constituido por un mecanismo de obtención de los valores

resultantes del sistema en un momento específico por un mecanismo de valores

medidos en relación con las metas medidas (valores objetivos) y determinadas

acciones correctivas y preventivas.

Figura 2.14: muestra el mecanismo de un esquema de control.

Figura 2.14. Mecanismo de un esquema de Control. 2 ”Construcción de indicadores de gestión”, José Bahamón, U. Icesi.


48

Los indicadores serán mecanismos útiles de control si se pueden comparar

con valores correctos de referencia que son establecidos previamente, estos

valores de referencia se definen a partir de los objetivos y condiciones del sistema

que se desea monitorear.

Los valores típicos de referencia son:

Estado: Valor actual o inicial del indicador (variable a medir).

Umbral: El valor de indicador que se quiere lograr y mantener.

Rango de gestión: Es el espacio comprendido entre los valores mínimos,

máximos aceptables, que puede tomar el indicador.

Para diseñar la medición de cada KPI es necesario determinar las fuentes de

información, la frecuencia de la medición de las distintas variables, la forma de

tabulación, la presentación de la información y el análisis final.

A continuación la Figura 2.15 muestra el desarrollo de un indicador y sus

límites.

Figura 2.15. Desarrollo de un indicador y sus límites.


49

3.0 Antecedentes del problema. En ingeniería química existen variables influyentes que ayudan a optimizar y

controlar plantas de proceso en Refinería Aconcagua, pero son sólo algunas que

influyen de manera efectiva en el producto final.

Es por esto que uno de los puntos a destacar en la confiabilidad de una

planta son los Indicadores claves de proceso (KPI); los cuales son variables que

dependen del equipo y proceso químico como por ejemplo: temperatura, presión,

concentración de sal, razón reflujo entre otras.

En Refinería Aconcagua se ha implementado el concepto de indicadores

claves de proceso KPI, pero su seguimiento y resultados son emitidos

mensualmente, esto implica una postergación en la toma de acciones inmediatas

ante un eventual mal funcionamiento y un comportamiento erróneo de acuerdo al

parámetro objetivo recomendado para cada KPI.

La falta de monitoreo constante en cada proceso de refinería produce como

consecuencia una acumulación de defectos en las unidades mencionadas

anteriormente, la falta de información sobre el comportamiento de las variables a

controlar, no tener un monitoreo efectivo produce:

Incidentes y Accidentes.

Pérdidas de producción por calidad.

Mayores costos de Reparación de equipos.

Costos elevados de operación por bajo rendimientos.

Reducciones de disponibilidad y confiabilidad del equipo.


50

El defecto entra en el sistema, ya sea como defecto de diseño, de operación

o mantenimiento, se transforma en una falla impactando la calidad, luego afecta

la capacidad productiva hasta que finalmente se convierte en una falla de equipo.

El análisis de las unidades de Refinería a través de los KPI es una

herramienta que permiten establecer las relaciones entre las variables

operacionales con las especificaciones de los productos, la disponibilidad de las

instalaciones, materias primas y consumos energéticos.

La comparación de las variables con los datos objetivos obtenidos de

ingeniería básica permite evaluar la gestión operacional de la unidad, la detección

de desviaciones que permitan correcciones anticipadas de parámetros de

operación.

Los indicadores claves de proceso son un medio no un fin, es un apoyo para

el proceso químico, esto es un parámetro expresado numéricamente o en forma

de concepto sobre el grado de eficiencia de las operaciones, comparando los

datos para una posterior acción orientado a un análisis detallado en los aspectos

que se manifiesta esta desviación, facilitando de esta manera el control y

autocontrol en la toma de decisiones, en la medida que sea posible relacionarlos

con los conceptos evaluados de Refinería, tales como:

Disponibilidad.

Energía.

Calidad de Productos.

Confiabilidad.


51

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA Y CÁLCULOS.


52

3.0 Metodología. Inicialmente se establecen indicadores para cada Unidad de Refinería, estos

indicadores servirán como mecanismo de monitoreo y control, se requiere un

monitoreo en línea y no mensual a través del software PI-ProcessBook.

La creación implicó el levantamiento de información para cada Unidad de

proceso estudiada de Refinería Aconcagua (Recopilación planos, datos y

comportamiento completo de años anteriores), esto se complementa con visitas a

terreno y levantamiento existente de KPI’S.

Se determina para cada indicador clave de proceso el estado, umbral y

rango de gestión.

El estado de cada KPI esta asignado a una lectura de TAG’S, esta lectura es

en línea y es proporcionada por los sistemas de control de cada planta. Además

la creación de KPI’S genera distintas y variadas operaciones matemáticas con

diferentes TAG’S los cuales se denominan Data Set, por lo tanto es necesario

crear y redefinir nuevos TAG’S y Data set con operaciones de las variables a

medir, esto depende de cada Unidad de Procesos de refinería estudiada. Cada

KPI está condicionado mediante una programación en PI-ProcessBook, en donde

de acuerdo a sus limites máximos y mínimos indicarán si funcionan a un 50, 75 o

100%, aquí nace la importancia de creación de puntos en línea para cada TAG, el

cual tiene una planilla-formulario, indicando el span, zero, unidad.

Para un Data Set fue necesario escribir la expresión matemática de los

TAG’S, estos pueden ser punto máximo, desviación estándar, promedio de un

conjunto de TAG’S.


53

Para un KPI se escribió la codificación condicionando los TAG’S o Data Set

de acuerdo a su parámetro objetivo en donde indique la magnitud minima de

acuerdo al valor meta el cual debe comportarse, esto nos debe indicar un 50%,

intermedio 75% y cumplimiento total de acuerdo al valor meta esto es un 100%.

Rojo: 50% ( Desviación Negativa)

Amarillo: 75% (Desviación Intermedia)

Verde: 100% ( Desviación Positiva)

Los criterios utilizados para definir los valores meta El formato de este Data set y de KPI que se aplicó en refinería es el

siguiente, de acuerdo a la Figura 3.0 y 3.1, respectivamente:

Figura 3.0. Formato Data Set.


54

Figura 3.1: Formato KPI

El Umbral es el valor objetivo, al cual se debe llegar, en consecuencia estas

magnitudes se construyen a través de la ingeniería básica de las Unidades, se

conforman con valores que recomiendan el licenciante generalmente la empresa

Foster Wheeler, complementándolo con Data Sheet de los equipos y

recomendaciones de empresas que cumplen asesoría a los procesos productivos

(licenciantes) los cuales proporcionan una gran fuente de información además de

los criterios de Ingeniería.

Se decidió como rango de gestión máximos y mínimos a partir de ingeniería

básica, catálogos del fabricante, análisis de curva y desviaciones, por trabajo de

ingeniería realizado en las Unidades de proceso y cálculos de diseño, por esto se

establecen tres parámetros de control, el valor mínimo será designado con un

valor de 50% alarma y asignándole el color rojo en donde se deberán tomar

acciones correctivas, el valor con un cumplimiento intermedio se designa 75% de

color amarillo, es en este punto donde se deben tomar acciones preventivas y

cuando la variable se cumpla de manera efectiva, se designará un 100% y se

asigna el color verde.


55

La presentación de la información será a través del software PI-

ProcessBook, cuyo objetivo en establecer en línea el comportamiento y el valor de

cada KPI o variable a medir, por lo tanto se diseñó un tablero Resumen en PI-

ProcessBook, en donde se indica a través de un botón el nombre del KPI o

indicador clave de proceso y el valor del cumplimiento correspondiente que puede

se 50, 75, o 100% respectivamente.

A continuación un ejemplo a desarrollar para un KPI de Topping 1.

Primero: se estudia el proceso respectivamente y se realiza la lista de los KPI a

controlar, creando y revisando KPI’S de Topping 1, es decir las variables más

importantes y críticas.

Segundo: teniendo la lista de los KPI se procede a buscar las desviaciones

positivas, intermedias y negativas a través de los medios señalados

anteriormente, para este KPI los rangos se obtuvieron de un estudio de Ingeniería

de Plantas, en donde se recomienda utilizar una razón del 10%, de acuerdo a la

temperatura de operación y el tipo de crudo como se muestra en la Tabla 3.0.

Tabla 3.0: Cantidad de agua de Lavado.


56

Posteriormente de define los parámetros de acuerdo a las desviaciones como se

muestra en la Tabla 3.1

Tabla 3.1: Parámetro objetivo y el valor que debe indicar en cada desviación al

50,75 y 100%.

Tercero: el KPI a desarrollar de Topping 1 será: Razón Agua/Crudo por lo tanto

se debe buscar el tag que lee la cantidad de agua por día inyectada y el tag que

indica la cantidad de crudo alimentada al proceso de Topping 1, estos TAGS se

encuentran en los PI&D (Diagramas de Proceso e Instrumentación).

Para el flujo de agua el tag de lectura es: FC_1202.PV

Para el flujo de crudo alimentado al Topping 1 es: FC1223Z.PV

El KPI es una división por lo tanto debemos estandarizarlo a data Set, quedará de

esta manera representado:

KIT1AC.D Equivalente a la siguiente expresión:

100*.1223.1202_PVZFCPVFC

De esta manera se ingresa al formulario de puntos de la misma manera que los

KPI condicionados.

Cuarto: con el data set creado se procede a crear el KPI condicionado, esto

quiere decir que por medio de un lenguaje de programación en un hoja de Excel

se definen sus parámetros con las desviaciones respectivas que indiquen su

comportamiento a un 50%,75% y 100%.


57

El KPI queda de la siguiente forma:

‘KIT1AC.D’>9 THEN 100 ELSE IF ‘KIT1AC.D’<=9 AND ‘KIT1AC.D’>=6 THEN 75 ELSE IF ‘KIT1AC.D’<6 THEN 50) Y de acuerdo al formato se denomina:

KIT1%AC.D

Luego de establecer las condiciones del KPI, estos datos se ingresan a un

formulario de creación de puntos PI, los cuales se ingresan al sistema en línea de

PI-ProcessBook por medio de un administrador de PI-ProcessBook.


58

El formulario se conforma de la siguiente manera tal como lo muestra la Figura 3.2

Figura 3.2: Formato de Formulario de TAG’S.


59

Quinto: Luego de crear los puntos de los KPI en TAG’S en PI-ProcessBook, se

inicia el trabajo en PI para cada uno de los KPI, por lo tanto en PI –ProcessBook

se crea una variable para cada KPI con el nombre del TAG que le corresponda.

En este caso: KIT1%AC.D, tal como se muestra en la Figura 3.3

Figura 3.3: Utilización de comando Value en PI-ProcessBook.


60

Sexto: Una vez terminado el proceso de creación de variables para cada KPI se

crea el Multi-estado de las Alarmas, las cuales tendrán 3 estados (condicionados

previamente en el formulario de creación de estos TAG’S): 50, 75,100 que

indicarán el resultado en línea de estos KPI’S, este comando en PI-ProcessBooK,

se denomina Multistate tal cual indica la Figura 3.4

Figura 3.4: Utilización del comando Multistate en PI-ProcessBook.

Séptimo: Posteriormente se procede al diseño del Botón para la creación del

Tablero Resumen, teniendo la lectura de la variable en línea y su alarma creada.

[Figura 3.5], el diseño de los Botones se realiza para todos los KPI’S.


61

Figura 3.5: Utilización del comando para crear botones en PI-ProcessBook.

Se agrega de esta manera los esquemas del proceso que nos ayudan a visualizar

la ubicación del KPI como se muestra en la Figura 3.6

Figura 3.6: Diagrama apoyo en PI-ProcessBook sección desaldores.


62

Como resultado final se obtiene el cuadro Resumen para Topping 1 que se puede

observar en la Figura 3.8, todos los diagramas de procesos respectivos que

indican la ubicación de los KPI’S, tal como se señaló en el ejemplo del esquema

de los desaladores se mostrarán en el siguiente capitulo con sus anexos

correspondientes.

A modo de ejemplo, en la Figura 3.7 se aprecia los comandos a utilizar básicos

para diseñar los procesos en donde se ubican los KPI’S.

Esta metodología de trabajo se realiza para cada uno de los KPI señalados en

todas las listas de cada uno de los procesos mencionados anteriormente.


63

Figura 3.7:Comandos básicos para el diseño de Diagramas de procesos.


64

Figura 3.8: Cuadro Resumen para Topping 1


65

Esto facilita la comprensión de los valores medidos complementándolo con los

diagramas de los procesos que correspondan. Además del tablero resumen se

crea para cada planta su esquema donde se encuentran ubicados los KPI

respectivamente.

Posteriormente de acuerdo al comportamiento se tomara una línea de

acciones para cada unidad, analizando los tres KPI más críticos o de suma

importancia, presentando distintas soluciones y toma de acciones.


66

3.1 Cálculos Unidades Topping 1 y 2.

Para Topping 1 y 2: Después de un análisis de variables más significativas

se generó la siguiente matriz Resumen de KPI’S que muestra la Tabla 3.2

Tabla 3.2: Matriz Resumen KPI.

La Tabla 3.3 y 3.4 describe lo anterior señalado, además de una lista oficial

de KPI para Topping 1 y 2 junto con sus rangos respectivamente.

Tabla 3.3: Lista Oficial de KPI Topping 1.


67

De la misma forma para Topping 2, la Tabla 3.4 nos muestra los límites de

ingeniería básica o también llamados valores objetivos y los rangos respectivos,

Tabla 3.4: Lista Oficial de KPI Topping 2.

El comportamiento de los rangos de ingeniería básica para los

desaladores se basa en un estudio de los desaladores para Topping 1 y 2

realizado por el Departamento de Ingeniería de Enap Refinería Aconcagua, donde

existe una lista de recomendaciones donde se abarca la cantidad de agua de

lavado y temperatura del desalador, eficiencia de desalado, cantidad de sal a la

salida de los desaladores se pueden observar en el Anexo A-0.


68

Los valores objetivos de temperaturas de metales, zona radiante,

convectiva, %Oxigeno y eficiencia de todos los Hornos de Topping 1 y 2 se

obtienen de los Data Sheet correspondientes en el Anexo A-1: Data Sheet Hornos

B-130, B-51 y el Anexo A-2: Data Sheet Hornos B-651, B-652 Topping 2.

El umbral de las variables de Reflujo/Carga e inyección vapor/fondo se

calcula de acuerdo a los siguientes datos obtenidos de las corrientes de diseño:

Para refinería la razón reflujo/carga se determina con la corriente reflujo del

reflujo y la carga de alimentación a la torre por lo tanto,

Datos para Topping 1 obtenidos de ingeniería básica de la torre

Fraccionadora E-130:

Reflujo: 45 h

m3

Carga: 375 h

m3

Se obtiene la Razón: 12.037545

=

De esta misma forma para la torre de vacío de Topping 1 E-132 se

obtiene de ingeniería básica:

Reflujo: 79.6 h

m3

Carga: 191,6h

m3

Se obtiene la Razón:

42.06.1916.79=


69

Para Topping 2 el KPI Razón Reflujo/Carga en la fraccionadora E-601

datos,

Reflujo: 81.5 h

m3

Carga: 258 h

m3


5.81=

Para Topping 2 el KPI Razón Reflujo/Carga en la Torre de Vacío E-

603, sus datos son:

Reflujo: 28.6h

m3

Carga: 130h

m3


6.28=

La Razón Inyección de vapor/Fondo para las fraccionadoras y torres de

vacío, en Topping 1 y 2, también se obtienen de ingeniería básica, por lo tanto los

cálculos obtenidos son los siguientes:

Topping 1:

Fraccionadora E-130 datos,

Flujo de Vapor: 2053h

Kg

Fondo de la Torre: 249,4h

m3

de Crudo reducido.


70

Se obtiene la Razón: 323.84.249

2053mkg

=

Torre de Vacío E-132 datos,


Kg

Fondo de la Torre: 196.1h

m3

de Pitch.


6804mkg

=

Para Topping 2 la Razón inyección vapor/ fondo corresponde a:

Fraccionadora E-601, datos


Kg


m3

de Crudo reducido.


1400mkg

=

Torre de Vacío E-603, datos


Kg


m3

de Pitch.


1750mkg

=


71

Los límites máximos y mínimos que corresponden al 50, 75 y 100 son dados,

un factor del ± 10% indicando el 100% y un ± 20 del valor original para indicar el

75% del funcionamiento de estos KPI’S, por lo tanto fuera de este rango indicará

un 50% y un control necesario a esta variable, estas recomendaciones son

estudiadas y discutidas directamente con el Ingeniero de proceso encargado de

las Unidades de Topping 1 y 2.

Las cargas sustentables se obtienen de la programación mensual, datos

obtenidos por el Departamento de Producción de refinería Aconcagua.

Después de definir los límites con los datos de diseño de las plantas se

buscan los TAG’S. Es necesario recopilar y buscar en los PI&D (Diagramas de

Proceso e Instrumentación), para cada KPI; posteriormente se prosigue con la

creación de los puntos KPI, y creación de Data Set, la creación de los puntos KPI

y sus Data Set (Operaciones matemáticas), se pueden observar en el Anexo A-3

para Topping 1 y Anexo A-4 para Topping 2.

Estos puntos son subidos a la red a través del Servidor de PI-ProcessBook,

con esto se logra que los KPI sean vistos por toda la Red de PI de refinería

Aconcagua, estos puntos se pueden observar a través de los diagramas y

cuadros resumen construidos como se pueden observar en la Figura 3.9 para

Topping 1 y Figura 3.10 para Topping 2.

Además del resumen construido se crea en PI los diagramas respectivos de

Topping 1 y 2:

Topping 1 Anexo A-5: Circuitos de desaladores, Horno B-130, fraccionadora

E-130, torre de vacío E-132, Horno B-51.

Topping 2 Anexo A-6: Circuito desaladores, Horno B-651, Horno B-652,

fraccionadora E-603 y torre de vacío E-601.


Figura 3.9. Diagrama Cuadro Resumen Topping 1.

72


73

Figura 3.10: Diagrama Cuadro Resumen Topping 2.


3.2 Cálculos Unidad Coker.

Después de un análisis de variables más significativas se generó la siguiente

matriz Resumen de KPI’S, esto resulta un total de 31 KPI’S que muestra la Tabla

3.5 para la Unidad de Coker:

Tabla 3.5. Matriz Resumen Unidad Coker.

La Tabla 3.6 describe lo anterior señalado con una lista oficial de KPI para la

Unidad de Coker junto con sus desviaciones respectivas.

Para esta Unidad se plantean la siguiente lista de KPI:

74


75

Tabla 3.6: Lista Oficial de KPI Unidad Coker.


76

El valor de los rangos de ingeniería de los KPI emitidos mensualmente se

determinan a través de los datos obtenidos en la planilla mensual que es

construida por el operador jefe de la Sala de Control de refinería, estos KPI son

Producción de Slop que es una mezcla de hidrocarburo-agua no tiene un

especificación constante, lo ideal es que el Slop se procese, las mediciones son

manuales por lo tanto no existe un registro en línea que se pueda medir.

Algunos KPI´S de la Unidad de Coker serán descritos a continuación con sus

objetivos principales y una breve descripción.

El agua de Quench tiene como objetivo principal enfriar, no existe una

medición en línea creada por lo tanto también es una KPI que se emite

mensualmente ya que la producción de Coke es medida manualmente, de la

misma manera el KPI consumo de Antiespumante se emite mensualmente, con el

precio estándar correspondiente, esto es 50 US$/drum, la adición de diluyente al

antiespumante ayuda a ahorrar antiespumante porque se diluye, el objetivo es

ayudar a eliminar la espuma producida por la reacción en los Drum’s de esta

manera se impide que la espuma pase a la fraccionadora E-3001 y evita

obstrucciones en el proceso, de este modo se puede bajar el consumo actual de

antiespumante que es 90 US$/drum a los 50 US$/drum que equivale a 9.13dlt .

Debido al uso del diluyente este consumo de antiespumante se reduce

considerablemente en los Drum’s, este punto esta directamente relacionado con

el KPI de Altura de los Drum’s llamado Coke Drum outage, existe un límite de

diseño que no se debe sobrepasar, existiendo una distancia máxima entre el

borde del Drum y el limite de diseño de 20 pie, el consumo de antiespumante

ayuda a disminuir el nivel de llenado del Drum, para el termino de KPI se

considera el segundo, tercer y cuarto nivel, esto se observa en los Anexos A-7 y

A-8.


77

Por otra parte el agua de Lavado de la Unidad nos ayuda a lavar gases,

diluye las sales que se pudiera concentrar en el producto final, este valor de

ingeniería básica se obtiene gracias a un estudio ya realizado por el ingeniero de

procesos de la Unidad que corresponde a la razón agua/carga y su valor es 35

por 1000 m3 de carga (0.035).

Para los KPI’S referidos al delta T, delta P zona Flash y Overhead E-3001,

delta P línea de tope Drum y zona Flash.

Los valores de ingeniería básica son las recomendaciones del licenciante la

compañía Shell Global quien emitió un curso, sobre el mejoramiento de los

Drum’s y la Unidad de Coker.

El porcentaje de Exceso del Horno B-3001, las temperaturas de metales y

los flujos por paso del Horno son determinados con la cooperación del ingeniero

de procesos que se observan en el Data Sheet del Horno B-3001, Anexo A-9.

Para determinar la eficiencia del Horno B.3001 se utiliza la siguiente

expresión recomendada por un estudio previo aprobado al Horno de Coker:

)%21

)(*)21*99.0(*0216.0001244.0(1.2100[%]

2OTT MAH

−−

+−−= Ec. 1

Donde:

T H : Temperatura de Humos Convectiva.

T MA : Temperatura del Medio Ambiente.

Donde se obtiene por valor de ingeniería básica una eficiencia del 90%.


78

El valor de ingeniería básica de KPI Energía Liberada /Carga se define de

la siguiente manera,

PitchmKcal

aCreleaseheatLiberadaE 3arg

. ==

Para su cálculo:

Del Data Sheet se obtiene,

El Heat Release Diseño HR: 33.6 MMKcal/h.

El poder calorífico de Fuel Gas que utiliza el Horno B-3001 PC (FG): 12000

Kcal/kg (constante).

De esta forma obtenemos la masa de Fuel Gas

)(FGPC

HRMasaFG =

Reemplazando nos queda:

h

KgMasaFG 280012000

10*6.33 6

==

Calculamos el volumen en h

Stdm3

de Fuel Gas con la siguiente

expresión:

)()(*69.233

PMFGM

hFGStdm

= (Ec. 2)

Donde,

PM: Peso molecular del compuesto en este caso Fuel Gas KmolKg


79

Por lo tanto reemplazando:

dFGStdm

hFGStdm

hFGStdm 333

969537.403942.162800*69.23

===

Este es el valor resultante de diseño que se requiere de Fuel gas se obtiene

como referencia para el Horno B-3001, así se puede obtener la masa de Fuel gas,

Por lo tanto reemplazando el Heat Release/Carga con una eficiencia del

92% y una carga de diseño igual a 3498d

m3

,

3333

21292.0*231231/3498

24*/6.33arg m

MKcalm

MKcalmMKcal

dmhMMKcal

aCHR

====

Para el cálculo del KPI en línea se calcula la masa a partir de los flujos de

fuel gas y multiplicado por el poder calorífico de diseño constante, dividido por la

carga,

La expresión queda de esta manera,

Energía Liberada=24*arg

10*12000*42.16* 6

aPitchCFGvolumen = 3

mMKcal

Donde el volumen del fuel gas y la carga de Pitch lo proporcionan TAG’S.

Los rendimientos de productos se obtienen a partir de los datos de diseño,

que son para Coke, Nafta, LCGO, HCGO un 31, 15, 31,25% respectivamente.


80

Para el KPI Razón vapor Stripping/ Carga de la E-3002 el dato de ingeniería

básica es el siguiente,

Datos de diseño:

LCGO: 0.31*3180= 986d

m3

Vapor Inyectado a la E-3002: 989d

Kg

Por lo tanto la razón se obtiene:

324986

24*989mkgRazón ==

El indicador clave de proceso que indica el comportamiento mensual del

VCM (material combustible volátil) se toma una muestra en la salida inferior de los

Drum’s, que no resulta diaria en el Coke pad que posteriormente se analiza, es

por esto que este KPI se extrae de datos de laboratorio a través del programa

WinBliss Anexo A-10 este sistema permite obtener información en línea acerca de

muestras y ensayos de laboratorio pero no para PI, para realizar en línea la

lectura a través de PI-ProcessBook se tomaron las siguientes consideraciones:

Se busca el Dato en WinBliss, se busca el punto de muestreo, la Unidad.

Posteriormente se completa un formulario que es subido por el administrador

de PI a la Red como muestra el Anexo A-11

El punto es considerado por los operadores del laboratorio de refinería Aconcagua

desde el momento que se crea en la Red.


81

Para el KPI Temperatura del plato 50 el Absorbedor E-3051, se debe

controlar para que la temperatura no se incremente ya que van C3 y C4 hacia el

Fuel gas y si baja deja livianos C2 (Nafta+LPG), los parámetros se determinaron

con recomendaciones y estudio de operación de la variable.

Los parámetros de la razón de reciclo se definieron con las bases de diseño

de Shell, si aumentamos la recirculación en la fraccionadora E-3001 se aumenta

la extracción de los extremos, y al disminuir la recirculación se favorece los

productos intermedios.

El Nivel del F-3054 depende de las presiones que tenga el circuito del

reboiler C-3055; para que no se inunde la línea de nivel de F-3054 las presiones

deben estar ecualizadas, por lo tanto el nivel no debe sobrepasar el 35% .El nivel

indica si está funcionando el sistema correctamente, evitando de esta manera los

golpes de ariete en el circuito.

Después de definir los límites con los datos de diseño de las plantas se

buscan los TAG’S, por lo tanto es necesario buscarlos en los PI&D (Diagramas de

Proceso e Instrumentación), para cada KPI, posteriormente se prosigue con la

creación de los puntos KPI, y creación de Data Set, la creación de los puntos KPI

y sus Data Set (Operaciones matemáticas respectivas), se pueden observar en el

Anexo A8 para la Unidad de Coker.

Los puntos al igual que Topping 1 y 2 son subidos al servidor de PI-

ProcessBook, y da como resultado que los KPI’S sean vistos por toda la red de PI

en refinería Aconcagua, este resumen se puede observar en la Figura 3.11 para

la Unidad de Coker, además del resumen construido en el archivo de PI se

diseñó:


82

Los diagramas de los Drum’s, el Horno B-3001, fraccionadora E-3001, E-3051,

Scrubber Fuel gas E-3054 y el contactor de amina E-3055, se presenta para

visualizar de manera más clara la ubicación física de los indicadores, estos se

encuentran en el Anexo A-12.


83

Figura 3.11: Diagrama Cuadro Resumen Unidad Coker.


84

3.3 Cálculos área Cracking.



3.7 para la área Cracking.

Tabla 3.7: Matriz Resumen Unidad Cracking

La Tabla 3.8 describe lo anterior de manera más específica con su diversos

limites para los distintos KPI’S generados.

Tabla 3.8: Lista Oficial KPI Unidad de Cracking.


85

Los KPI más importantes a describir en el área Cracking son:

El KPI agua de lavado inyectada respecto a la carga fresca de Gas Oil

(FCC), sirve para visualizar el lavado de las sales en el circuito de tope de la

fraccionadora E-701 y los areorefrigerantes C-721 y C-723, se evita de esta

manera la corrosión bajo depósitos, por esto se recomienda un valor de ingeniería

básica sobre el 5% de acuerdo a la ingeniería básica.

El KPI pérdidas de catalizador corresponde al balance de la Unidad

considerando la adición del catalizador y restando los retiros a la Unidad de FCC

y pérdidas en aceite decantada se recomienda utilizar el valor menor a 0.88

(kgcat/m 3 carga) para un buen funcionamiento.

La temperatura de regenerador D-701, ayuda a mejorar las condiciones del

catalizador, al aumentar la temperatura aumenta la temperatura del catalizador,

por lo tanto se recomienda en el diseño, una temperatura de 750°C, para un

resultado óptimo de regeneración.

Para los datos de los Hornos B-751 y B-801, se tiene los Data Sheet de

estos Hornos, estos datos se encuentran en los Anexos A-13 y A-14

respectivamente.

La concentración de ppm de CO en la corriente hidrógeno de make up en

necesario para la Isomerización según recomendaciones de la compañía UOP,

este valor debe ser menor a 0.1 ppm, ya que ayuda a controlar la reacción de

forma que se genere completamente.


86

La concentración de CO+CO2 (ppm) en hidrogeno de make up de

Isomerización recomendada por UOP es de 10 ppm, de forma de controlar el

envenenamiento del catalizador irreversible.

Para esto se extrae datos de laboratorio a través del programa WinBliss,

este sistema permite obtener información en línea acerca de muestras y ensayos

de laboratorio pero no para PI, para realizar en línea la lectura a través de PI-

ProcessBook se tomaron las siguientes consideraciones:

- Se busca el Dato en WB, el punto de muestreo, de la Unidad.

- Posteriormente se completa un formulario que es subido por el

administrador de PI a la Red como muestra el Anexo A-15.

- El punto es considerado por los operadores del laboratorio de refinería

Aconcagua desde el momento que se crea en la Red.

De esta manera existen otros KPI del área de Cracking que fueron

diseñados y extraídos de WB, Anexo A-10.

La medición del vapor FCC es muy importante, ya que ayuda al rendimiento

neto de la planta, el valor recomendado para este KPI es de 51.4 acm

vaporkgarg3

.

La Temperatura del primer reactor Claus para URA 1, 2,3 debe ser de

300°C, este valor es referente al proceso de las URAS, las cuales se basan en el

proceso Claus (proceso recuperación de azufre), donde se tratan los gases ácidos

de refinería los cuales contienen acido sulfhídrico H2S y CO2, el objetivo es

disponer de manera segura H2S conteniéndolo en azufre elemental, el proceso

que consta de la etapa térmica y posteriormente de la etapa catalítica, como se

muestra en la Figura 3.12, en donde se recomiendan la temperatura de los

Hornos de reacción en 1300°C del reactor Claus.


87

Figura 3.12: Temperatura de Hornos y reacción proceso Claus.


88

Las reacciones básicas que se producen en el proceso Claus, son las siguientes:

1-. xSx

OHOSH 121

222 +→+

2-. 2222 23 SOOHOSH +→+

3-. xSx

OHSOSH 322 222 +→+

En la fase vapor la disociación de azufre complica el equilibrio químico

existente, además el azufre en fase vapor puede contener a las especies S2, S3,

S4, S5 , S6 , S7 , S8 el S9 y S10 en cantidades ínfimas.3

En la etapa térmica, debido a la presencia de CO2, H2 ligeros y altas

temperaturas se producen por reacciones laterales COS (sulfuro carbonilo) y CS2

(disulfuro de carbono), como muestra la tabla 3.9 y 3.10 las reacciones laterales

que en el proceso Claus que involucran COS y reacciones laterales que

involucran CS2 respectivamente.

La presencia de estos compuestos es importante en el diseño y operación

de las plantas de recuperación de azufre, ya que significa una pérdida de azufre

considerable.

El 17% y 50% de las emisiones de azufre a la atmosfera es debido a la

presencia de (COS y CS2) que no se convierten durante el proceso .4

_____________________________ 3 Berkowitz, J., J. R. Marquart. Equilibrium composition of sulfur vapor. The

Journal of Chemical Physics. Vol. 39, No. 2, pag. 275-283, 1963.

4Actualización y mejora de un programa para simular el proceso de

recuperación de azufre, 2000, Víctor Martínez Ortiz, Facultad de Estudios

Superiores Cuautitlán. Universidad Nacional Autónoma de México.


89

Tabla 3.9: Reacciones que involucran a COS.


90

Tabla 3.10: Reacciones que involucran a CS2

Luego de definir los límites con los datos de diseño del área de Cracking se

buscan los TAG’S que ayuda a visualizar en línea físicamente las variables, por lo

tanto es necesario buscarlos en los PI&D (Diagramas de Proceso e

Instrumentación), para cada KPI, posteriormente se prosigue con la creación de

los puntos KPI y creación de Data Set, en un formulario de creación de TAG’S. La

creación de los puntos KPI y sus Data Set (Operaciones matemáticas

respectivas), se pueden observar en el Anexo A 10 para el área de Craking


91



en refinería Aconcagua, este resumen se puede observar a continuación en la

Figura 3.13 para la el área de Cracking, además del resumen construido, el

archivo creado en PI-ProcessBook se diseñó: el diagrama de la Fraccionadora E-

701,Horno-751,Reactor D-701,URA 1, URA 2, URA 3, Valores de Laboratorio y

Horno B-801, esto es para visualizar de manera más didáctica la ubicación física

de los indicadores claves de proceso que se encuentra en el Anexo A-16.


92

Figura 3.13: Diagrama Cuadro Resumen Área Cracking


93

3.4 Cálculos Área Hidrogeno.

Después de un análisis de variables más significativas se generó la

siguiente matriz Resumen de KPI’S, esto resulta un total de 43 KPI’S que muestra

la Tabla 3.11 para la Unidad de Hidrocracking.

Tabla 3.11: Matriz Resumen Área Hidrógeno.

La Tabla 3.12 describe lo anterior de manera más específica con su

diversos limites para los distintos KPI’S generados.

Tabla 3.12: Lista Oficial KPI Área Hidrógeno.


94

Los KPI más destacados de Hidrocracking son los siguientes:

La disponibilidad de H2 depende de la razón de Hidrogeno/ Hidrocarburo

y el consumo de Hidrógeno, el valor obtenido calculado por ingeniería básica es el

siguiente:

Hidrogeno/ Hidrocarburo: 850 (adimensional m 3 / m 3 )

Consumo de Hidrógeno: 202,7 (adimensional m 3 / m 3 )

Por lo tanto reemplazando tenemos que la disponibilidad de Hidrógeno es:

Disponibilidad: 21.4202

7.850=

Este KPI debe estar por sobre la magnitud 4 para que se mantenga estable

el proceso, ya que si la molécula de hidrocarburo es más olefínica se debe

aumentar la disponibilidad de Hidrógeno incrementando la carga.

Los KPI de las temperaturas WABT de los reactores (Temperatura

promedio ponderado del lecho) son calculados a través de la siguiente expresión:

TTTTTWABT ininoutin Δ+=−+=32)(

32

Para el reactor D-1201 la temperatura de entrada es de 418°C y su

TΔ =14°C

Reemplazando:

CWABT °=+= 4271432418


95

Para el reactor D-1202 la temperatura de entrada es de 418°C y su

TΔ =14°C

CWABT °=+= 4271432418

Para el reactor D-1203 la temperatura de entrada es de 420°C y su TΔ =6°C

CWABT °=+= 424632420


CWABT °=+= 429732425


CWABT °=+= 429632425

Esto señala la disponibilidad que deben tener los reactores al momento de la

operación, los valores deben ser estrictamente monitoreados como indica el valor

de ingeniería básica, el delta T de los reactores nos señala la actividad del

momento del catalizador, la temperatura de entrada indica si las condiciones de

reacción son óptimas y la temperatura de lecho de cada reactor WABT, estos

datos son datos de diseño del catalizador Anexo A-17

Los valores de las temperaturas de Metales, zona radiante y de humos

convectiva de los Hornos B-1201 y B-1202 se obtienen de los data Sheet Anexo

A-18 Y A-19 respectivamente, estas temperaturas cuales nos indican cuan

confiable es la operación de los Hornos y su estado.


96

Los indicadores claves de procesos como son:

Razón vapor/fondo de las torres E-1201, E-1202, E-1203 se calcularon de la

siguiente manera de acuerdo a los datos de ingeniería básica:

E-1201:

33 79.18/2,124/2334

12011201

mkg

hmhkg

EFondoStrippingEVapor

==−

−

E-1202:

33 5.28/62.32/1.930

12021202

mkg

hmhkg


==−

−

E-1203:

33 88.8/33.24

/2161203

1203mkg

hmhkg


==−

−

Estos parámetros aseguran una correcta extracción de productos.

El KPI consumo de vapor #600 / producción Vapor #600 se calculó con

datos de diseño:

Consumo de vapor/ producción vapor= 33.2/6707/15600

=hkghkg


97

Finalmente el KPI más importante en HCK es la inyección de agua/Carga, en

procesos de Hidrocracking se descomponen los compuestos de soporte de

nitrógeno y azufre, produciendo H2S y NH3; el NH3 y HCl reaccionan formando

cloruro de amonio, el cual se deposita como sales blancas en las superficies del

intercambiador o condensador. Ya que estas sales (NH4) son muy solubles en

agua es necesario disolver la sal antes que condense en la forma de depósitos.

De acuerdo a datos de diseño se recomienda un 12.7%, esto es para evitar

corrosión, esta cantidad de agua pura inyectada diluye las sales y evita la

formación de agua ácida en los sistemas, minimizando el ataque ácido en los

equipos del sistema REAC, estos los componen un circuito de equipos que son

intercambiadores de calor, hornos reactores y aeroenfriadores.

El PH es un KPI esta variable debe estar entre un rango de 6 a 6.8 en donde

la velocidad de corrosión disminuye si el PH aumenta.

Luego de definir los límites con los datos de diseño de la planta se buscan

los TAG’S que ayuda a visualizar en línea físicamente las variables, por lo tanto

es necesario determinarlos en los PI&D (Diagramas de Proceso e




respectivas), se pueden observar en el Anexo A-20 para la planta de

Hidrocracking.


98



en refinería Aconcagua, este resumen se puede observar a continuación en la

Figura 3.14 para la planta de Hidrocracking además del resumen construido el

archivo creado en PI-ProcessBook se diseñó: el Horno B-1201, B-1202, la

fraccionadora E-1201 y los equipos E-1202, y E-1203 que se aprecian en el

Anexo:A-21.


99

Figura 3.14: Diagrama Cuadro Resumen Hidrocracking.


3.4.2 Cálculos Unidad Reformación.



3.13 para la Unidad de Reformación.

Tabla 3.13: Matriz Resumen Unidad Reformación.

La Tabla 3.14 describe lo anterior de manera más específica con su

diversos limites para los distintos KPI’S generados para la Unidad de

Reformación.


101

Tabla 3.14: Lista Oficial KPI Área Hidrógeno

.


102

Los KPI más relevantes en esta Unidad son:

La razón H2/HC molar, es la razón necesaria para mantener el contacto

físico del Hidrógeno con el catalizador y el Hidrocarburo, de esta manera se

encuentra disponible en el lugar donde se efectúa la reacción.

Esto se efectúa por las recirculación del gas de reciclo a lo largo del circuito

del reactor por el compresor continuo del gas de reciclo, esta es la cantidad de

gas requerido en el proceso.

Los cálculos se obtienen de ingeniería básica,

Carga: 1500 d

m3

8.55=°API

La densidad del líquido se obtiene a través de la siguiente expresión:

AGUA

LIQUIDOespecifica ρ

ρδ =

Por lo tanto reemplazando se obtiene como resultado:

37601000*76.0mKg

LIQUIDO ==ρ

La masa del líquido se obtiene a través de la siguiente fórmula:

LIQUIDO

LIQUIDOLIQUIDO volumen

masa=ρ (Ec. 3)


103

Despejando obtenemos:

dKgVolumenmasa LIQUIDO 11400001500*760* ===ρ

Por lo tanto de esta manera obtenemos los moles considerando el valor del

peso molecular promedio del crudo: 111molKg , obteniendo los moles totales en la

carga:

dKmol

PMmasaMoles 10270

1111140000

=== (Ec. 4)

El calculo de los moles de Hidrógeno:

A partir de la ecuación de volumen estándar de gas del reciclo se obtuvo la

cantidad de moles,

69.23*69.23 3

3 mStdPM

masaPM

masamStd =⇒= (Ec.6)

El volumen estándar que se obtiene como dato: 667000 d

mStd 3

.

Reemplazando resulta:

dKmolMoles 155.28

69.23667000

==


104

Estos son los moles totales de gas de reciclo, la pureza de Hidrógeno

contenida en este gas es de un 81%, por lo tanto:

Moles de Hidrógeno: Moles gas de reciclo* Pureza de Hidrógeno

Reemplazando,

Moles de Hidrógeno=dHidrógenodeKmol80.22155.28*81.0 =

La razón de H2/HC:

acmolHmol

aCmolesHmoles

arg2.2

1027022806

arg22 ==

El valor a utilizar en ingeniería básica para este KPI es 2.2

El porcentaje de oxígeno de los Horno B-371 y B-372 (Anexo A-22 y A-23),

es la cantidad por sobre el requerimiento estequiométrico para completar la

combustión esto ayuda a supervisar si técnicamente está en óptimas condiciones,

si disminuye existe un déficit de oxigeno por lo tanto la combustión no será la

óptima, y si el valor lo incremento existe un costo operacional asociado.


105

Luego de definir los límites con los datos de diseño de la planta se buscan

los TAG’S que nos ayuda a visualizar en línea físicamente las variables, por lo

tanto es necesario determinarlos en los PI&D (Diagramas de Proceso e




respectivas), se pueden observar en el Anexo A-24 para la planta de

Reformación.



en refinería Aconcagua, este resumen se puede observar en la Figura 3.15 para

la planta de Reformación además del resumen construido el archivo creado en PI-

ProcessBook se diseñó: el Horno B-372, B-371, CCR F-377 y sección de

Reacción que se encuentran en el Anexo A-25.


Figura 3.15 Cuadro Resumen Unidad Reformación.


CAPÍTULO IV

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Capítulo IV Resultados y Discusión

108

4.0 Resultados Topping 1 y 2.

Los KPI’S más críticos que se puede inferir que presentan más problemas para

Topping 1 estos son:

1-Temperatura de desaladores.

Temperatura Desaladores Topping 1

0.0020.0040.0060.0080.00

100.00120.00140.00160.00

26/07/2009

14/09/2009

03/11/2009

23/12/2009

11/02/2010

02/04/2010

22/05/2010

11/07/2010

Fecha

Tem

pera

tura

des

alad

ores

T Desalador valor objetivo

Figura 4.0: Gráfico Temperatura desaladores.

Como se aprecia en el Figura 4.0 de la temperatura de desalador, se puede

observar que temperatura objetivo es de 140°C, el comportamiento está por

debajo de lo esperado 115°C en promedio, este comportamiento deficiente puede

ser por el aumento de fouling (ensuciamiento) de los equipos y líneas, aquí

pueden existir incrustaciones.

La desviación estándar es de 9.8 y el valor promedio esta un 21.7% por

debajo de los recomendado.

En consecuencia se recomienda mejorar la calidad del desalado

supervisando constantemente, para disminuir considerablemente la cantidad de

sal y así disminuir el ensuciamiento.


109

2-.Sal salida desalador.

Sal Salida Desalador

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

06/07/2009 14/10/2009 22/01/2010 02/05/2010 10/08/2010 18/11/2010

Fecha

Sal P

tbSal a la Salida desalador Valor Objetivo

Figura 4.1: Gráfico Sal salida Desalador.

En el Figura 4.1 se observa un alto nivel de sal a la salida del desalador, con

respecto al requerido cuyo valor objetivo es 4, el promedio actual es de 8.5 Ptb,

esto quiere decir que el valor está por sobre lo recomendado en un 112.5% esta

magnitud puede ser por la baja inyección de agua de lavado a los desaladores y

atención insuficiente por parte del personal de operaciones.


110

3-.Vapor/ Crudo reducido.

Razón Vapor/Crudo Reducido E-130

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

26/07/09 25/08/09 24/09/09 24/10/09 23/11/09 23/12/09 22/01/10 21/02/10 23/03/10 22/04/10 22/05/10 21/06/10 21/07/10

Fecha

Kg

vapo

r / m

3 fo

ndo

RAZON VAPOR/ CRUDO RED. OBJETIVO. RAZON VAPOR /CRUDO RED. PROCESO

Figura 4.2: Gráfico Razón Vapor/ Crudo Reducido.

El estudio de la razón de inyección de vapor/crudo reducido (fondo) en

la Torre fraccionadora E-130 (Figura 4.2) arroja un comportamiento deficiente ya

que los valores de la razón obtenidos (datos de proceso: el promedio anual es de

3.48 kg/m3) se comparan con la razón de diseño 8.23 kg/m3 (valor óptimo), la

razón calculada con datos de proceso está un 136,5 % por debajo de lo

recomendado. Esto responde la deficiente separación generada en la E-130, al

disminuir la inyección de vapor a la torre fraccionadora genera un arrastre de

productos livianos en los más pesados, obteniendo una mala extracción.

Para una posterior mejora se recomienda un aumento en la inyección de vapor a

los 2053 kg/h y de esta manera producir una extracción óptima.


111

Para Topping 2 los KPI [Figura 4.3] no presentan un comportamiento crítico

sino favorable con la salvedad de la temperatura de Desalador que debe estar en

140°C y esta en promedio a 106°C como muestra en el grafico x. Las causas

deficientes son las mismas, que la el KPI de T desalador de Topping 1.

T Desalado Topping 2

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

17/05/2009

06/07/2009

25/08/2009

14/10/2009

03/12/2009

22/01/2010

13/03/2010

02/05/2010

21/06/2010

10/08/2010

Fecha

Tem

pera

tura

°C

T Desalado Valor Objetivo

Figura 4.3: Gráfico Temperatura Desalado Topping 2.

Nota: Los puntos máximos que se pueden observar en los gráficos

anteriores son producto de la instrumentación descalibrada o mal utilizada.


112

4.1 Resultados Unidad Coker

1-.Control Antiespumante KPI mensual.

El sistema de inyección de antiespumante previene la formación de espumas

que podrían llegar a las fraccionadora, de esta forma se utiliza la máxima

capacidad de los Drum’s y lecturas más exactas de niveles.

En todas las Unidades de Coker, el antiespumante es el aditivo con mayor

costo, debido a esto que se requiere minimizar el consumo de este, de acuerdo a

los datos y balances, el consumo de Septiembre fue de 504 lt, lo que equivale a

16.8 lt/d, si se interpreta monetariamente es igual a 92US$/drum, lo recomendado

por diseño es de 50US$/drum, el incumplimiento del valor objetivo se debe a

causas como: falta de monitoreo del consumo de antiespumante y disminución de

inyección de diluyente al antiespumante.

2-. VCM: Material Combustible Volátil, KPI mensual.

Este KPI [Figura 4.4] se emitirá mensualmente pero con lectura en el PI-

ProcessBook no en WinBliss, en este caso se analiza el mes de Septiembre.

VCM Coque

6

8

10

12

14

16

18

30/08/2010 04/09/2010 09/09/2010 14/09/2010 19/09/2010 24/09/2010 29/09/2010 04/10/2010

Fecha

VCM

%

Valor Obejetivo Superior Valor Objetivo Inferior VCM %

Figura 4.4 Grafico: VCM Coque.


113

El promedio del VCM fue de 14%, valor por sobre el rango de diseño y

mayor al mes de Agosto cuyo promedio fue de 13.2%, los rango de diseño está

entre un 8-12%, este parámetro depende de las temperaturas de salidas del

Horno B-3001 por lo tanto la falta de un monitoreo constante de temperaturas

provoca el aumento de VCM en el coque dejando así material volátil (productos

valiosos).


114

4.2 Resultados Área Cracking.

KPI’S más críticos para el área de Cracking son:

1-. Temperatura del combustor B-3503 URA 3.

Como se puede observar en la Figura 4.5, la temperatura del combustor B-

3503 de la URA 3 se comporta por debajo del valor objetivo, en promedio de 1234

° C, una desviación de 197, por lo tanto el valor está por debajo de lo

recomendado en un 5.34% esto se debe a la falta de monitoreo que implica un

riesgo intermedio para la disponibilidad neta de la Unidad; existe la probabilidad

de formación de sales de amonio y obstrucción de la planta. Si se supera el valor

de 1300°C considerablemente, existe un rompimiento de la caldera, si se

disminuye demasiado la temperatura existe un riesgo de taponamiento con las

sales de amonio.

T° Combustor B-3503 URA 3

0.00200.00400.00600.00800.00

1000.001200.001400.001600.001800.002000.00

17/05/2009 06/07/2009 25/08/2009 14/10/2009 03/12/2009 22/01/2010 13/03/2010 02/05/2010 21/06/2010 10/08/2010

Fecha

T°C

T Combustor B-3503 Lado Sur URA 3 T Combustor B-3503 Lado Norte URA 3 Valor Objetivo

Figura 4.5: T° Combustor B-3503 URA 3.

Se recomienda un control constante en la temperatura de operación,

además de monitorear en que estado se encuentra la caldera realizando un

constante mantenimiento.


115

2-. Temperatura primer Claus URA 2.

De acuerdo a la Figura 4.6 la temperatura promedio es de 250°C si la

temperatura está por debajo de lo requerido, el COS y CS2 no se podrán convertir

en el primer reactor Claus ya que es a estas condiciones donde se alcanza la

temperatura óptima (300°C), su desviación es de 94.39 y está un 20% por debajo

de lo recomendado, como consecuencia estos compuestos salen en los gases de

cola, incrementando la cantidad de azufre en la atmosfera.

T Primer Claus URA 2

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

17/05/2009 06/07/2009 25/08/2009 14/10/2009 03/12/2009 22/01/2010 13/03/2010 02/05/2010 21/06/2010 10/08/2010

Fecha

T°C

T Primer Claus URA 2 Valor Objetivo

Figura 4.6: Gráfico Temperatura primer Claus URA 2.

Para una correcta operación se recomienda un constante control en la

temperatura y calibración constantemente de las termocuplas. Nota: Los máximos que se observan en los gráficos anteriores son

producto de la instrumentación descalibrada o mal utilizada, además de la caída completa de la Planta URAS por mal control y supervisión.


116

4.3 Resultados Área Hidrógeno.

La variable más crítica del área de Hidrógeno corresponde a la planta a la

inyección de agua de lavado que pertenece a la planta de Hidrocracking, el

comportamiento promedio de acuerdo al análisis como muestra el Figura 4.7

Gráfica Inyección de agua/Carga es 9.4%, que está por muy debajo de lo

recomendado ( 35.11%) esto puede ser por una baja inyección de agua falta un

suministro constante, la velocidad del fluido en los tubos a disminuido no se ha

mantenido en el rango (10-20 pie/s) o simplemente falta de monitoreo.

Inyección Agua/ Carga

02468

10121416

06/07/2009 14/10/2009 22/01/2010 02/05/2010 10/08/2010 18/11/2010

Fecha

%

Inyección Agua/Carga valor objetivo

Figura 4.7 Gráfico: Inyección Agua/Carga.

Se recomienda un control y monitoreo de este KPI, aumento del caudal de

agua a inyectar y disminución de la temperatura antes de entrar a los

aeroenfriadores. Como la temperatura es la variable influyente, se propone la

instalación de una termocupla a la salida del Intercambiador de carga combinada

y una en la entrada al enfriador de aire, para la lectura de temperaturas.

El flujo de agua de lavado a inyectar (413.4 m3/d ) se encuentra en función

de la temperatura de los hidrocarburos, por lo tanto se sugiere la implementación

de una alarma en el punto ayudará a un control efectivo para diluir las sales y de

esta manera disminuir la corrosión.


117

Económicamente los resultados entregados por el departamento de

producción corresponden al margen bruto, los cuales muestran las mejoras

realizadas con la herramienta creada para las plantas correspondientes tal como

se muestra en la Figura 4.8

-300 MUS$/D

-200 MUS$/D

-100 MUS$/D

0 MUS$/D

100 MUS$/D

200 MUS$/D

300 MUS$/D

400 MUS$/D

500 MUS$/D

Topping 1

Topping 2

Coker

Crackin

gHCK

Reform

ación

Margen Bruto ObjetivoMargen Bruto AntesMargen Bruto Después

Figura 4.8: Comparación margen en bruto y mejoras en la producción.

Los cálculos por motivos de confidencialidad no serán publicados, pero los

valores netos correspondientes a este cálculo se muestran en el Anexo A-26.

En total se recuperó 64.5 MUS$/d sumando todas las plantas y sus respectivos

márgenes antes y después de la implementación, demostrando un

comportamiento positivo con respecto al control de los KPI’S los cuales influyen

de manera directa o indirecta en la producción del crudo.


CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Capítulo V Conclusiones

119

5.0 Conclusiones

En este trabajo se logró realizar un levantamiento de antecedentes

fidedignos suficientes para generar una base de datos de KPI, que se

complementa con la herramienta en línea desarrollada en PI-ProcessBook,

realizando una control de estas variables, de esta manera se puede realizar una

supervisión y mejoras instantáneas, tomando acciones inmediatas y correctas.

La mayor parte de los KPI que se comportan de forma crítica convergen en

un punto, que corresponde a la corrosión que influye directa o indirectamente, ya

que es producida por la excesiva cantidad de sales en los procesos productivos y

por lo tanto es una amenaza recurrente, se recomienda mejorar el proceso de

desalado de Topping 1, y las condiciones operacionales.

En la Figura 5.0, se observa la cantidad de sal a la salida del desalador para

Topping 1 este el desalador presenta un funcionamiento defectuoso.

Sal Salida Desalador

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

06/07/2009 14/10/2009 22/01/2010 02/05/2010 10/08/2010 18/11/2010

Fecha

Sal P

tb

Sal a la Salida desalador Valor Objetivo

Figura 5.0 Sal salida Desalador.


120

El valor de diseño es 4 ptb y su valor promedio anual es de 8.5 ptb la baja

inyección de agua de lavado a los desaladores, hace que el comportamiento

tiende a ser deficiente y está por sobre el valor recomendado en un 112.5 con una

desviación negativa del 4.18.

El desalado se puede describir como la primera línea de defensa en muchos

procesos para el control de corrosión, la técnica de control de la corrosión óptima

es la operación de las Unidades de procesos lo más cercana posible de las

condiciones de diseño.

Las otras técnicas son las correcciones a las desviaciones que se observan

instantáneamente debido en el control de los KPI, como consecuencia de esto se

obtienen beneficios tales como:

Menos paradas frecuentes de las Plantas, se debe realizar una mantención

anual, no obstante el caso de las plantas de recuperación de azufre llevan 6

paradas a la fecha aproximadamente, por lo tanto esto se debe evitar.

Menos equipos desgastados o corroídos, disminución del fouling y puntos

calientes en los tubos de los Hornos (temperatura de tubos óptima).

Teniendo un buen desalado se evita el envenenamiento del catalizador por

Arsénico en los reformadores y Sodio, hierro en las torres de Cracking.

La disminución de corrosión por azufre y sales y acidez orgánica en los

Intercambiadores de calor, Fraccionadoras, Acumuladores y líneas.


121

Un buen desalado disminuye la contaminación por clarificado del agua de

condensado.

Estas lecturas instantáneas evitan defectos en el sistema por largos

periodos, de esta forma se eliminan las fallas operacionales.

La toma de acciones y propuestas generales para el supervisor son:

-Realizar las acciones correctivas señaladas en el Capitulo IV.

- Monitoreo constante en los KPI críticos y no críticos.

-Efectuar mantenciones en los instrumentos y calibraciones respectivas.

-Hacer un seguimiento en las mejoras de los KPI’S a corto y largo plazo.

La forma de resolver los problemas identificados a través de los KPI críticos

es planteando acciones correctivas que mejoren la situación.

Una manera de reforzar la forma de plantear estas acciones es a través de

metodologías utilizadas en la industria hoy en día tales como: TPM, Six Sigma,

que podrían ser aplicadas a este trabajo. Utilizando el ejemplo de TPM, esta

metodología fue creada por el instituto de mantenimiento de Plantas de Japón y

su objetivo es mejorar la eficiencia para así, aumentar la competitividad de la

planta o empresa. Dentro de su metodología TPM incorpora métodos de mejora

focalizada en un proceso específico o equipo, para esto el flujo se compone de 4

grandes pasos:

1-. Identificar y estratificar las pérdidas de proceso, observando en que punto

o lugar se concentra el mayor porcentaje, para así efectuar la mejora en ese sitio.

2-.Analizar las causas que generan esa pérdida hasta alcanzar la raíz del

problema.


122

3-. Una vez encontradas las causas en la etapa de análisis anterior, se debe

confeccionar un plan de acción destinado a contrarrestar estos factores que

generan pérdidas.

Para dar prioridad a las acciones más importantes se genera una matriz

esfuerzo impacto que busca ordenar las acciones que generen a un menor

esfuerzo - mayor impacto, de esta manera se desechan o se postergan las

acciones que resultan con un bajo impacto y bajo esfuerzo es decir menos

eficientes tal como se muestra en la Figura 5.1.

Figura 5.1: Ejemplo Matriz Impacto-Esfuerzo.

4-.Finalmente se lleva a cabo estas acciones, realizando una comparación

antes y después para verificar si se cumplieron los objetivos.


123

Producto de la deficiencia del proceso de desalado se recomienda enfatizar

un estudio de los desaladores, mantenimiento y mejoras en el control a través de

la calibración de los instrumentos y renovación de estos si fuese necesario.

Cabe señalar que los rangos de cada KPI están respaldados en valores de

ingeniería básica, lo cual no afectarán al proceso en si mismo ya que sus límites

máximos y mínimos están permitidos de acuerdo al diseño de cada Unidad de

Proceso.

Se recomienda un plan de toma de acciones ante una eventual falla en su

comportamiento para todos los KPI’S, esto implica el desarrollo de soluciones

concretas que deberá realizar el departamento de Ingeniería en conjunto para

mejorar los Indicadores Claves de Proceso.


124

Referencias

1-.Manual Topping 1 y Vacío 1, Departamento de Producción

División Fraccionamiento (2007),

2-.Manual de Operaciones, Departamento de Producción División

Fraccionamiento (2006), Enap Refinería Aconcagua.

3-.Guías de Operación de proceso Unidad de Coquización

Retardada, Unidad 3000 (2007), Foster Wheeler Iberia.

4-.Manual de Procesos Unidad de Cracking, 2007, Unidad 700, Enap

Refinería Aconcagua.

5-.Manual de Procesos Unidad de Isomerización, 2007, Enap


6-.Manual de Operaciones Unidad Hidrocracking, 2008, Enap


7-.Manual de Operaciones Planta Reformación, Departamento

Ingeniería de Plantas, Enap Refinería Aconcagua.

8-.José Hernando Bahamón L, Construcción de Indicadores Claves

de gestión, Universidad Icesi.

9-. Actualización y mejora de un programa para simular el proceso

de recuperación de azufre, 2000, Víctor Martínez Ortiz, Facultad de

Estudios Superiores Cuautitlán. Universidad Nacional Autónoma de

México.


125

Anexos

Índice de Anexos Anexo A-0: Estudio Ingeniería de Plantas Desaladores……………...126 Anexo A-1: Data Sheet Hornos B-130, B-51…………………………...127 Anexo A-2: Data Sheet Hornos B-651, B-652 Topping 2…………….128 Anexo A-3 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S

para Topping 1………………………………………………………….129 Anexo A-4 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S

para Topping 2………………………………………………….……...130 Anexo A-5 Esquemáticos del Proceso Topping 1 PI-ProcessBook:

Desaladores L-11 y L-12………………………………………………131 Anexo A-6 Esquemáticos del Proceso Topping 2 PI-ProcessBook:

Desaladores L-652 A/B………………………………………………..136 Anexo A-7 P&ID de Drum 1 D-3001, niveles de Coker utilizados…..141 Anexo A-8 P&ID de Drum 2 D-3001, niveles de Coker utilizados…..142 Anexo A-9 Data Sheet Horno B-3001 Unidad Coker…………………143 Anexo A-10 Planilla de KPI para datos de laboratorio……………….144 Anexo A-11 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S

para Unidad Coker…………………………………………………….145 Anexo A-12 Esquemáticos del Proceso Unidad Coker PI-ProcessBook:

Drum’s…………………………………………………………………..147 Anexo A-13 Data Sheet Horno B-371………………………………….152 Anexo A-14 Data Sheet Horno B-801………………………………….153 Anexo A-15 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S

para el área Cracking………………………………………………….154 Anexo A-16 Esquemáticos del Proceso Área Cracking PI-ProcessBook:

Fraccionadora E-701…………………………………………………..155 A-17 Datos diseño Catalizador……………………………………….…161 A-18 Data Sheet Horno B-1201…………………………………………163 A-19 Data Sheet Horno B-1202………………………………………...164 A-20 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para

Hidrocracking…………………………………………………………..165 Anexo A-21 Esquemáticos del Proceso Unidad Hidrocracking PI-

ProcessBook: Precalentamiento HCK.,………………………….....167 A-22 Data Sheet Horno B-371,…………………………………………171 A-23 Data Sheet Horno B-372………………………………………… 172 A-24 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para

Reformación………………………………………………………….. 173 Anexo A-25 Esquemáticos del Proceso Unidad Reformación PI-

ProcessBook: Reacción Reformación………………………………174 Anexo A-26: Valores de Margen bruto diferentes plantas ERA……178


Anexo A-0: Estudio Ingeniería de Plantas Desaladores.


127

Anexo A-1: Data Sheet Hornos B-130, B-51


Anexo A-2: Data Sheet Hornos B-651, B-652 Topping 2.


129

Anexo A-3 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para Topping 1


130

Anexo A-4 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para Topping 2.


131

Anexo A-5 Esquemáticos del Proceso Topping 1 PI-ProcessBook: Desaladores L-11 y L-12.


132

Esquema Horno B-130


133

Fraccionadora E-130


134

Horno B-51


135

Torre de vacío E-132


136

Anexo A-6 Esquemáticos del Proceso Topping 2 PI-ProcessBook: Desaladores L-652 A/B.


137

Horno B-652


138

Fraccionadora E-601


139

Horno B-651


140

Torre de vacío E-603


141

Anexo A-7 P&ID de Drum 1 D-3001, niveles de Coker utilizados


142

Anexo A-8 P&ID de Drum 2 D-3001, niveles de Coker utilizados


143

Anexo A-9 Data Sheet Horno B-3001 Unidad Coker.


144

Anexo A-10 Planilla de KPI para datos de laboratorio.


145

Anexo A-11 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para Unidad Coker.


146


147

Anexo A-12 Esquemáticos del Proceso Unidad Coker PI-ProcessBook: Drum’s


148

Horno B-3001


149

Fraccionadora E-3001


150

Stripper E-3051


151

E-3054 y E-3055


152

Anexo A-13 Data Sheet Horno B-371


153

Anexo A-14 Data Sheet Horno B-801


154

A-15 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para el área Cracking.


155

Anexo A-16 Esquemáticos del Proceso Área Cracking PI-ProcessBook: Fraccionadora E-701


156

Horno B-751


157

Regenerador D-701


158

Esquema Ura 1


159

Esquema Ura 2


160

Esquema Ura 3


161

A-17 Datos diseño Catalizador.


162

.


163

A-18 Data Sheet Horno B-1201.


164

A-19 Data Sheet Horno B-1202.


165

A-20 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para Hidrocracking.


166


167

Anexo A-21 Esquemáticos del Proceso Unidad Hidrocracking PI-ProcessBook: Precalentamiento HCK.


168

Horno B-1201


169

Horno B-1202


170

E-1201/1201/1203


171

A-22 Data Sheet Horno B-371


172

A-23 Data Sheet Horno B-372


173

A-24 Planilla KPI, creación de puntos con sus respectivos TAG’S para Reformación.


174

Anexo A-25 Esquemáticos del Proceso Unidad Reformación PI-ProcessBook: Reacción Reformación.


175

Horno B-371


176

Horno B-372


177

Reducción F-377


178

Anexo A-26: Valores de Margen bruto diferentes plantas ERA.

generación y control manual de la operación de indicadores claves de proceso...

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