3 Endulzamiento Unlocked

8/18/2019 3 Endulzamiento Unlocked

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PLANTAS DE ENDULZAMIENTO

PROCESOS DE REMOCIÓNDE GASES ÁCIDOS


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Los factores que se consideran en laselección de un Proceso son:

Regulaciones ambientales,Impurezas en el gas de alimentación,Contenidos de gases ácidos,Presión total del gas y presión parcial delos componentes ácidos, relaciónH2S/CO2,Temperatura,Corrosión,

Materiales de construcción.

PROCESOS DE REMOCIÓN DEGASES ÁCIDOS


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Procesos desarrollados para la remoción de gasesácidos:

Solución acuosa de Aminas de varios tipos.Absorción física con secuestrantes líquidos ocon sólidos.

Proceso de Carbonato de Potasio.Tamices Moleculares. Membranas

Cada proceso tiene su aplicación.. El proceso con Aminas es el más difundido.



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En general los solventes químicos presentan alta

eficiencia en la eliminación de gases ácidos, auncuando se trate de un gas de alimentación conbaja presión parcial de CO2.

Este proceso consta de dos etapas:

Absorción de gases ácidosRegeneración de la solución absorbente



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Este proceso consta de dos etapas:

Absorción de gases ácidosEn este proceso se lleva a cabo la retención del

H2S y CO2 de una corriente de gas natural amargoutilizando una solución acuosa de dietanolamina abaja temperatura y alta presión.Regeneración de la solución absorbenteEs el complemento del proceso donde se llevaacabo la desorción de los compuestos ácidos,diluidos en la solución mediante la adición decalor a baja presión, reutilizando la solución en elmismo proceso.



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Las principales desventajas de estosprocesos son:

La demanda de energíaLa naturaleza corrosiva de lassoluciones.

Limitada carga de gas ácido en lasolución, debido a la estequiometria de lasreacciones.

Altos costos de inversión y operativos



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Las Aminas más usadas son:Mono Etanol Amina (MEA) al 15% en aguaFórmula química: NH2-C2H4-OHDi Etanol Amina (DEA) al 35 %

Fórmula química: NH-(C2H4-OH)2Di Glicol Amina (DGA) al 60 %Fórmula química: NH2-C2H4-O-C2H4-OHMetil Di Etanol Amina (MDEA) al 50 %Fórmula química: CH3-N-(C2H4-OH)2



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Las Aminas Entre las ventajas que presenta laMDEA se pueden indicar las siguientes:

Menor presión de vapor, lo cual incide enmenores perdidas de solvente.Menores calores de reacción, lo cual incide enmenores requerimientos de energía pararegeneración.



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Mayor resistencia a la degradación.Menos problemas de corrosión.Selectividad hacia el H2S en presencia deCO2 esto a su vez redunda en los siguientesbeneficios: menores caudales de circulación,equipos de regeneración más pequeños,mayores relaciones H2S/CO2 en el gas ácidolo cual favorece la operación de unidades derecuperación de azufre.



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El proceso de remoción de gases ácidoscon Aminas que son alcalinas, se basa enuna reacción química reversible.Las Aminas absorben a los gases ácidos en

frio (absorción) y los liberan en caliente(desorción).En la absorción se libera calor.La desorción requiere aporte de calor.El gas endulzado sale saturado de agua.



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La absorción- desorción de gases ácidos escontrolada por:

La constante de equilibrioLa estequiometría (concentraciones)En la absorción, el equilibrio se desplaza

hacia los productos: Sales de AminaEn el stripping, el equilibrio se desplaza

hacia los reactivos: Amina + Gases AcidosLas reacciones son:RNH2 + H2O + CO2 RNH3 + + HCO3-

RNH2

+ H2S RNH

3+ + HS-



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Cada mol de Amina transporta una cantidadde gas medida en moles, llamada “carga”La carga depende de la AminaLa cantidad de gas absorbido: G (moles/h)G = L . (ge – gs).

Donde:

L: Caudal de Amina Pura (moles Amina/h).ge - gs: carga mol gas/mol Amina.

Con el PM de la Amina se calcula el caudalmásico



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Para una buena regeneración de la Aminase requiere:

Alta temperatura en el reboiler Alto caudal de vapor de arrastre

Buen tiempo de contacto líquido-vapor La Amina regenerada no llega a carga = 0

Excesivo agotamiento puede conducir acorrosión y degradación prematura de laAmina



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El grado de endulzamiento está condicionado

por:El tipo de Amina empleada.La carga de la Amina pobre.La temperatura de la Amina pobre.La eficiencia del contactor.La composición del gas.La presión total del sistema.



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El gas endulzado saldrá saturado de agua.A alta temperatura por calor de absorción.Se enfría en un aeroenfriador paracondensar el vapor de agua.

El condensado se separa del gas en unseparador tipo scrubber.Posteriormente el gas natural debe ser tratado en una unidad de deshidratación ode ajuste de punto de rocío.



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El gas ácido separado sale saturado de

vapor de agua a la temperatura delcondensador de tope del stripper.En ausencia de compuestos con azufre sepuede ventear.Trazas de H 2S se tratan con lechos fijos tipoSulfatreat.Mayores concentraciones requieren unprocesamiento Claus para obtener Azufre.



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DIAGRAMAS DE FLUJO (PFD)

F402 T401

V403

V404T403

V416

E403E404

F407

P401

F406P404

E402

V405

V410

P406F408,9,10

T404Gas ácido

Agua

E. Gas

S. Gas

Reflujo A. Rica

A. Pobre


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Los diagramas de flujo de procesos, PFD:Muestran los equipos de procesos con

tags, las líneas principales y la filosofía decontrol.

Se identifican las corrientes con números.

Se incluyen presiones, temperaturas,caudales, composiciones, potencias ycargas térmicas.

Se definen las características de losprincipales equipos.Sirve de base para los balances de

materia y energía.

DIAGRAMAS DE FLUJO


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El Diagrama de Flujo de Cañerías eInstrumentos se denomina P&ID.

En él se muestran los equipos de procesosy/o de servicios con sus cañerías deinterconexión, drenajes y venteos,instrumentos de medición y control, válvulasde bloqueo, seguridad y control y accesoriosvarios.

Cada elemento identificado con su etiqueta“tag”, con nomenclatura estandarizada.

DIAGRAMAS DE FLUJO


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La interpretación de la nomenclatura de losP&I se realiza con un plano dedicado a talfin.Las cañerías también se etiquetan, con unanomenclatura “inteligente”, standardizada,

indicando Ø, clase, fluido, Nº, aislación,área, etc.Otro tanto ocurre con las válvulas.Los lazos de control se muestran con todoslos detalles.

DIAGRAMAS DE FLUJO


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VISTAS DE PLANTAS DEENDULZAMIENTO CON AMINAS


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BALANCES DE MASA Y ENERGÍA


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Los balances se obtienen de una simulaciónefectuada con el software adecuado a partir delos siguientes datos como mínimo:

La composición del gas.Caudal, presión y temperatura del gas.

Máximo nivel de gases ácidos en el gastratado.Servicios disponibles para calentar y

enfriar.Las condiciones ambientales.Amina seleccionada para la absorción de

los gases ácidos.



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Los consumos de energía se registran en:A) Enfriamiento del gas ácido a tratar (eventual)

B) Calentamiento de la solución de aminaC) Enfriamiento de la solución de amina

D) Bombeo de la solución de amina pobreE) Condensación en la columna regeneradoraOtros intercambios de calor internos noconsumen energía externa (casointercambiador amina rica/amina pobre)



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A) Enfriamiento y condensación de gas ácidoComo el gas ácido está saturado de agua, seproducirá una cantidad de condensado.Calor para enfriar el gas: Qs = G.Cp.(Te-Ts)Calor para condensar el vapor: Ql = V.(Hv-Hl)

Calor total: Qt = Qs+QlQs : Calor sensible G : Caudal de gasQl : Calor latente V : Caudal de vapor

Qt : Calor total H : Contenido calóricoCp : Capacidad calorífica del gas



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B) Calentamiento de la solución de aminaCalor incorporado (calentamiento) :Q = Lr.Cp.(Tc-Tf)Lr : Caudal de amina ricaCp: Capacidad caloríficaTf : Temperatura de la amina fríaTc : Temperatura de la amina caliente

C) Enfriamiento de la solución de aminaCalor retirado (enfriamiento):Q = Lp.Cp.(Tc-Tf)Lp : Caudal de amina pobre



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D) Bombeo de la amina pobrePotencia requerida:

Pot. = Lp.(P2-P1)/ EP2: Presión de descarga de la bomba

P1: Presión de succión de la bombaLp: Caudal de amina pobreE : Eficiencia característica de la bomba



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SISTEMAS AUXILIARES


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Sistema de Hot Oil para calentamiento.Sistema de gas combustible.

Sistema de agua de enfriamiento.Sistema de aire / gas de instrumentos.Sistema de desmineralización de agua dereposición.Fuerza electromotriz.Sistema eléctrico para instrumentos.Sistema de drenajes abiertos y cerrados.Sistema de venteos a la antorcha.

SISTEMAS AUXILIARES


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SISTEMA DE HOT OIL


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La energía a entregar en el reboiler debe cubrir el calor necesario para:

Calentar la amina rica hasta la temperaturade stripping.

Proveer el calor de desorción. Generar el vapor necesario para elstripping.

Compensar pérdidas al ambiente.

Con el calor así calculado, se determina elcaudal del fluido calefactor

SISTEMA DE HOT OIL


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El aporte de calor para la regeneración de laamina se realiza mediante aceite térmico, fuego

directo, vapor, energía eléctrica, etc.El Hot Oil circula por el reboiler bajo control detemperatura de la amina.Se calienta en un horno.Puede servir para otros sistemas como el deestabilización de gasolina, regeneración deTEG, o de MEG en las unidades de DP.

SISTEMA DE HOT OIL


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Cuando se dimensiona el sistema de Hot Oil,se computa la energía requerida en:

La unidad de endulzamiento: Q1 La unidad estabilizadora de gasolina: Q2 La unidad de TEG: Q

3 Calor entregado en la unidad de MEG: Q4Calor total a suministrar:

Qt = Qi

SISTEMA DE HOT OIL


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La energía requerida por las distintas unidadesserá transportada por circulación de Hot Oil

El caudal de Hot Oil está determinado por:M(ho) = Qt / (Cp(ho) . T),donde:Cp(ho) : Capacidad calorífica del Hot Oil

T : Temperatura (Salida-Entrada de la

caldera de Hot Oil)

SISTEMA DE HOT OIL


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SISTEMA DE HOT OIL

(diagrama de flujo)


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DIAGRAMA DE FLUJO DE UN HOT OIL

Flare

P-2161-E-13

1-H- 101

1-H- 402

1-F- 29

1-F- 30

1-H- 201

V-216Blanketing Gas

Ó


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El control automático se realiza en:Niveles en el filtro-separador de entrada

Delta de temperatura amina rica/gas naturalNivel en el contactor de aminaPresión y nivel en tanque flashPresión y temperatura de tope en el stripper Nivel de amina en el stripper Caudal de circulación de amina pobreNivel en el acumulador de reflujo

CONTROL DE LA OPERACIÓN

Ó


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Las variables que se monitorean son:Caída de presión en el filtro-separador.

Temperatura del gas y de la amina pobre.Nivel de interfase en el tanque flash.

Nivel en el acumulador de amina.Caída de presión en el contactor y stripper.

Caída de presión en el filtros de partículas.Caída de presión en el lecho de carbónactivado.


Ó


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Las variables que se monitorean son (cont.):Presión del aire o gas de instrumentos.

Presión del gas combustible.Temperatura del aceite térmico.Inyección de aditivos.Caída de presión en el amina rica/amina

pobre.Estado de los sellos de las bombas de aminaCaudal derivado al reclaimer y temperatura

de reclaiming.



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ALTERNATIVAS DE CONTROL

DE LA PLANTA DE AMINAS

ALTERNATIVAS DE DISEÑO


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Control de nivel de fondo de torre contactorade amina.

Control de nivel de fondo de torreregeneradora.

Filtración.

Control de caudal de amina. Control de temperatura de amina pobre. Control de temperatura de tope de

regeneradora.

ALTERNATIVAS DE DISEÑO

CONTROL DE NIVEL DE FONDO DE


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Con doble válvula de Con simple válvula decontrol control

CONTROL DE NIVEL DE FONDO DELA TORRE CONTACTORA DE AMINA



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TIPO DE CONTROL VENTAJAS DESVENTAJAS

Con doble válvula decontrol (Al 100% cadauna)

Permite operar cuándo sedebe realizar mantenimientode una de las válvulas Mayor Flexibilidad

Mayor CostoMayor mantenimiento

Con válvula de controlsimple Menor costo Se debe parar la planta para mantenimiento oreparación



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Con válvula de control Con válvula de controltipo ángulo y válvula de shut down




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Con válvula de controltipo ángulo

Internos más simples Más fácil de taponar con sedimentos

Con válvula de controly válvula de shutt down

Mejor cierre en casode bajo nivel de líquidoen la columna. Mayor seguridad

Mayor Costo por SDV



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Con válvula de control y recirculación Con variador de velocidad de lasmanual o automática bombas booster




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Con válvula de control yrecirculación a la torre

Menor costo Requiere mas piping ydoble control. Mas difícilde sintonizar lazos.

Con variador de velocidadde las bombas booster

Instalación más sencillaFuncionamiento másestable de la planta y delas bombas

Instalación mas costosa,pero accesibleactualmente.


FILTRACION


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En amina pobre En amina rica

FILTRACION

FILTRACION


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FILTRACION VENTAJAS DESVENTAJASEn amina pobre Se puede filtrar una parte de la

circulación total. Material decarcasa de filtros menos

costoso, Filtros mas chicosMenor posibilidad deagotamiento de carbón por malas maniobras. Mayor seguridad en la operación.

No hay retención dehidrocarburos condensadosque puedan salir del tanque

flash

En amina rica Se evita el paso dehidrocarburos condensados alos intercambiadores del áreade regeneración (muyimportante si el gas de entradaincluye muchos HC pesados)

Se debe filtrar el 100%.Materiales más caros (por eldesprendimiento de gasácido). Riesgoso paradesarmar en caso depresencia de H2S. Mayor riesgo de agotamiento delcarbón por prob. operativos.

FILTRACION

FILTRACION


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Filtro de carbón activado: Velocidad superficial del solvente Tiempo de residencia Cambio del carbón activado

FILTRACION

CONTROL DE CAUDAL DE AMINA


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Con válvulas de control Con variador de velocidaden bomba principal de circulación




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TIPO DE CONTROL VENTAJAS DESVENTAJASCon válvula de control Menor costo Mayor cantidad de

elementos para realizar mantenimiento

Con variador develocidad de las bombaprincipal de circulación

Funcionamiento másestable. Posibilidad deeliminar el arrancador suave si el motor de lasbombas principales lorequiriese (por lapotencia). Menor

consumo de energía

Mayor costo inicial


CONTROL DE TEMPERATURA DE


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Con variador de velocidad de motores de ventiladores

Con persianas

CONTROL DE TEMPERATURA DE AMINA POBRE



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SISTEMA VENTAJAS DESVENTAJAS

Con variador develocidad de motoresde ventiladores

Mejor control de latemperatura. Ahorro deenergía. Mejor controlde dif. de temperatura

amina-gas

Mayor costo inicial

Con persianas Menor costo Peor control de latemperatura.Mayor costo de

mantenimiento

CONTROL DE TEMPERATURA DE AMINA POBRE



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Con lazo en Cascada Con lazo Directo

CONTROL DE TEMPERATURA DETOPE DE REGENERADORA



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SISTEMA VENTAJAS DESVENTAJAS

Con lazo en cascada Absorbe variaciones deproceso tanto en elsistema de aminacomo en el mediocalefactor Mayor estabilidad delproceso

Más lentoMayor costo inicial

Con lazo directo Respuesta más rápida

Menor costo inicial

Más inestable

Mayor posibilidad dedescontrol

CONTROL DE TEMPERATURA DETOPE DE REGENERADORA

CONCLUSIONES


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Existen diversas alternativas técnicasdisponibles para el diseño de plantas de aminas.

Los criterios de selección se basan en:Seguridad en la operación.Flexibilidad en la operación.Ventajas en el mantenimiento.Costo inicial / vida útil de instalaciones.

En plantas existentes que presentan problemasde operación o se buscan oportunidades demejora, estas son algunas alternativas de interés

CONCLUSIONES


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NIVELES DE SEGURIDAD



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El sistema de seguridad de la planta debeoperar en forma independiente del sistema de

control de procesos.Del análisis de riesgos surge el alcance que

tendrá la parada de planta (shut down).Estos niveles de shut down se establecen

según el criterio de cada empresa, pero, engeneral, se reconocen los siguientes:



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Nivel III de emergencia – El más grave

Produce la parada total de la planta por:Botón de emergencia soft o hardBaja presión de aire de instrumentosCorte general de energía eléctricaDetección de fuego

Detección de mezclas inflamables




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Nivel III de emergencia – El más grave

Las consecuencias son:Shut Down de las áreas de procesos y deservicios.

Bloqueo de las líneas de alimentación y dedescarga de fluidos.Despresurización de recipientes a presión.Desenergización de las unidades.Alarma en áreas conectadas.




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Nivel II de EmergenciaProduce la parada de un área específica de laplanta y obedece a las mismas causas yconsecuencias que el Nivel III.Si las demás áreas continúan operando, launidad en emergencia puede ser puenteada.




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Nivel I de EmergenciaActúa sobre un equipo o conjunto de equipospara protegerlos o evitar un suceso de mayor gravedad.La unidad en emergencia se desenergiza.

Los recipientes se bloquean y despresurizan.Eventualmente puede aumentar la gravedad de

la emergencia asumiendo el Nivel II ó III.




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Una emergencia en el área de aminas es deNivel II, con las siguientes consecuencias:

Cierre de las SDV de entrada y salida.

Abre by pass de gas de la unidad.Abre la BDV para despresurizar la unidad.

Se desenergizan los motores de losventiladores y de las bombas.



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VÁLVULAS PSV - SDV - BDV



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Las válvulas de seguridad (PSV), protegenequipos y cañerías por sobre presión.La sobre presión obedece a varias causas:

Bloqueo.Fuego.

Rotura de tubos en intercambiadores.Dilatación térmica de fluidos entrampados.Falla de fuerza motriz o agua de enfriamiento.Otras causas según API RP 520.

VÁLVULAS PSV SDV BDV



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Las principales características de las PSV son:Presión de timbre.

Sobre presión de apertura.Presión de descarga (contrapresión).Sección del orificio.Diámetro y serie de las conexiones entrada y

salida.

Instalación: cañería y accesorios aguas arribay aguas debajo de la PSV.




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Las válvulas de Shut Down (SDV) y Blow Down(BDV) tienen las siguientes características:

Usualmente son esféricas.Tienen una posición de falla definida.Tienen actuadores accionados neumática o

hidráulicamente contra resorte.El fluido motriz depende de una solenoide de

3 vías normalmente energizada.




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La velocidad de cierre de las válvulas estácontrolada para que el movimiento se complete

en tiempo definido.Los extremos del movimiento accionan microswitchs que transmiten la posición de la válvula:totalmente abierta o cerrada.Las válvulas no operan en posiciones

intermedias.

V V V V V



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Las BDV se utilizan para la Despresurización deEmergencia, que es el conjunto de acciones

emprendidas para bajar la presión de equipos oprocesos hasta un umbral predeterminado

(generalmente 7 barg o 50% de la presión dediseño) en un período de tiempo dado(generalmente 15 minutos) en respuesta a unasituación de riesgo.



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La despresurización acelerada de ciertoslíquidos puede provocar descensos detemperatura incompatibles con los materialesde construcción.Para evitar excesiva velocidad dedespresurización se usan orificios derestricción (RO) en línea con las BDV


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OPERACIÓN DE LA PLANTA

PROBLEMAS OPERATIVOS

CORROSION


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Ocurre cuando hay ataque químico oelectroquímico sobre el metal base provocandoadelgazamiento, picado, ampollamiento y/oroturas en equipos y tuberías y las consiguientesobstrucciones por acumulación de los productossólidos de la corrosión.

Puede ser minimizada pero no suprimida.

Es más frecuente en áreas calientes donde hayagases con ácidos libres.

CORROSION


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Factores de mayor incidencia:

Corrosión por erosión Gases ácidos Productos derivados de la degradación

de la amina. Cloruros.

Perjuicios del hidrógeno.

CORROSION POR EROSION


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Productos de la corrosión que autoformanuna capa pasiva muy delgada en lassuperficies internas, compuestas en sumayoría por sulfuro de hierro ocarbonatos de hierro.Promotores

Partículas sólidas, burbujas de gas, altasvelocidades y turbulencia.

CORROSION POR EROSION


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Solución: Adecuada filtración. Mantener la amina pobre en una carga nosuperior a 0,45 moles de gas ácido / mol

de amina. Mantener adecuado nivel en fondo de

columna regeneradora de amina y evitar restricciones y delta P en las succionesde filtros sucios, válvulas no bienabiertas, etc..

GASES ACIDOS


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Cuanto mayor es la temperatura son másagresivos.

Sus puntos de ataque son las tuberías deamina rica, el reboiler de amina y loselementos del tope de la columnaregeneradora.

GASES ACIDOS


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Solución:

Mantener la carga en la corriente regenerada enno más de 0,015 mol / mol de gases ácidosamina, además de adecuada relación de reflujoen el tope, no menor de 0,8.

Inyectar amina en la línea de tope de la columnaregeneradora.

Observar la carga de la corriente de amina rica y

su relación de flujo, manteniendo la recirculaciónde amina y su concentración en un niveladecuado, como asimismo evitando excesivoarribo de CO2 a la torre contactora.

PRODUCTOS DERIVADOS DE LAÓ


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Sus factores más comunes son:

Exposición a los contaminantes: salestérmicamente estables (STE), bicina. La bicina es un amino ácido y es un producto

de degradación por oxigeno. La bicina esconsiderada un agente quelante y ha sidoresponsable de la corrosión en muchasplantas endulzadoras.

Oxidación por exposición al O2. Exposición a altas temperaturas.

DEGRADACIÓN DE LA AMINA

PRODUCTOS DERIVADOS DE LAÓ


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Solución:

La concentración típica de STE es de 0,5. Si seexcede este valor se utiliza el agregado de soda,el intercambio iónico o el reemplazo de unafracción.

Verificar la inertización de los tanques de aminapura.

Limitar la salida del reboiler de amina a 127 °C. Reducir la temperatura de la película de la aminaen contacto con los tubos del reboiler.

DEGRADACIÓN DE LA AMINA

CLORUROS


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Son un serio contaminante Se combinan con la amina para formar STE y

promueven corrosión por cráteres o por picadoademás de inducir rajaduras.

Solución Solicitar carbón activado de bajos cloruros.

Agua de reposición: bajar cloruros a aprox. 0 conresina de intercambio iónico.

PERJUICIOS DEL HIDROGENO


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Produce fragilidad y ampollamiento cuando esliberado en reacciones de corrosión o cuandoSH

2 está presente, ocurriendo en especial en los

fondos de la contactora y en sistema de reflujode la columna regeneradora .

Solución

Una purga continua del reflujo ayudaría adisminuir su concentración, pero aún así podríanser necesarios los inhibidores de corrosión.



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PROBLEMAS MAS COMUNES


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Excesivo CO2 en el gas tratado. Excesiva carga en la amina regenerada. Rehervidores de la torre regeneradora muy

recargados. Excesivo requerimiento de agua de reposición. Alta demanda de amina. Corrosión en el sistema de amina. Espuma en el sistema de amina. Alta tasa de degradación de amina. Problemas en bombas.

EXCESIVO CO2 EN EL GAS


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Causa Mucha carga en la amina regenerada. Acción Ver "Excesiva carga en la amina regenerada“.Causa Baja recirculación de amina, problema que se detecta por una alta

carga en la corriente agotada aún cuando la corriente regenerada y suconcentración sean las correctas.

Acción De ser posible, aumentar la recirculación verificando todas lasrestricciones de caudal, reemplazar si cabe los elementos filtrantes,asegurarse que la Contactora está a su presión correcta comoasimismo la del fondo de la columna regeneradora evitando así deltasP indebidos, controlar si no hay excesivo caudal a los filtros y a lacolumna lavador del tanque flash de amina, en fin, controlar todos loselementos del circuito que puedan restringir el caudal, como asimismolos caudalímetros.

Causa Baja concentración de amina. Acción Controlar si la solución no ha sido diluida con agua de insumo, y si no

agregar amina fresca. Observar que estos resultados analíticos de %de amina pueden estar falseados para arriba o para abajo por unexceso de productos de degradación según su naturaleza sea básicao acídica, respectivamente.

TRATADO

EXCESIVA CARGA EN LA AMINA


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Causa La columna Contactora de amina y conexos sobrecargados por exceso deCO2, por mucho gas o por alto contenido de CO2 en él.

Acción Si la situación fuera irreversible seguir trabajando con lo único posible,aumentar la recirculación. Una reingeniería será necesaria para aumentar

la capacidad.Causa Espuma en la columna regeneradora de amina, lo cual se manifiesta por alto o errático delta P a través de los platos y/o excesivo arrastre de aminahacia el reflujo y el acumulador de reflujo de la torre generadora de amina(lo normal es 0,5 a 1,5% peso de amina en el reflujo).

Acción Ver “Espuma en el sistema de amina”.Causa Los platos en la columna regeneradora de amina están dislocados o

taponados. Acción Parar e inspeccionar. Un súbito cambio de presión causante de cambios en

la vaporización del agua o un brusco calentamiento del agua o unllenado/desalojo muy rápido de líquidos podría haber sido la causa.Causa Pérdidas en el intercambiador amina rica / amina pobre, a detectar con un

muestreo antes y después en la amina regenerada. Acción Parar y reparar.

REGENERADA

REHERVIDORES MUY RECARGADOS DELA TORRE REGENERADORA


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Causa Baja recirculación del hot oil. Acción Aumentarla gradualmente y sino controlar todas las restricciones que

pueda haber en su circuito, o válvulas mal abiertas (exceptuando lasnecesarias en los hornos para balance), y controlar la instrumentación.Ver que no recircule en demasía por los calefactores de tanques.

Causa Baja temperatura en el hot oil a el reboiler de amina. Acción Controlar los hornos y su posible exceso de aire, la degradación del

hot oil o cambios en alguna nueva partida.Causa Sobrecarga en el reboiler de amina por alta recirculación o carga de

CO2. Acción Bajar la recirculación. Puede ser demasiada carga de CO 2 de entrada,

situación que si persistiera haría necesaria una reingeniería.

Causa Ensuciamiento en el intercambiador amina rica / amina pobre, reboiler de amina, en el intercambiador gas / gas o hornos.

Acción Limpiar y analizar la naturaleza de las deposiciones. Tener precaucióncon los filtros de las bombas.

LA TORRE REGENERADORA

EXCESIVO REQUERIMIENTO DE AGUADE REPOSICION


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Causa Altas temperaturas o bajas presiones en los gases que dejan la Planta. Acción Controlar el estado de los enfriadores aéreos, y determinar si están

sobrecargados por operación o por condiciones ambientales.Causa Malas condiciones de los eliminadores de niebla en el scrubber para

gas de salida, en el tanque flash de amina y en el acumulador dereflujo de la regeneradora.

Acción Reemplazar eliminador de niebla.Causa Niveles en el scrubber para gas de salida, en el tanque flash de amina

y en el acumulador de reflujo de la regeneradora muy altos, causandoarrastres.

Acción Bajar niveles.Causa Excesiva purga de reflujo.

Acción Investigar por qué es tan alta. Remover contaminantes que seacumulan en su sistema.

DE REPOSICION

ALTA DEMANDA DE AMINA


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Causa Arrastre en los gases salientes de la Planta. Acción Controlar si tienen altas velocidades que pueden deberse a nivelesmuy bajos en la Contactora o a los eliminadores de niebla o altosniveles, o dislocación de los platos 1 & 2 de la columna regeneradora.

Causa Espuma en las torres, indicado por presiones altas o erráticas. Acción Tomar acciones para cortar la espuma.Causa Inundación en torres: muy altas cargas de vapores y/o líquidos, o

dislocación o taponamiento de platos.

Acción Si no es posible bajar los caudales de vapores y/o líquidos, puederequerir reingeniería. Puede ser necesario reemplazar platos.Causa Arrastre con los gases salientes de la Planta por vaporización. Acción Ver temperaturas altas o presiones bajas o altas concentraciones.

Causa Degradación excesiva, en especial si este asunto es resueltoreemplazando parte de la amina. Acción Ver “Alta tasa de degradación de amina”.

CORROSION EN EL SISTEMA DE AMINA


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Causa Mucha carga en la amina agotada promueve el desprendimiento degases ácidos después de la válvulas de nivel.

Acción Aumentar la recirculación para bajar la carga en esos puntos yconstatar que la concentración es la correcta (recordar que su

titulación puede falsearse si hay contaminantes).Causa Mucho gas se desprende en el lado de la corriente agotada en elintercambiador amina rica / amina pobre.

Acción Aumentar la contrapresión o bajar la temperatura de salida, máxima110 C. Cualquiera de estas acciones afectará al sistema. Reducir lacarga en la corriente agotada.

Causa Alta degradación. Algunos de sus productos son corrosivos, los otrosno pero igual perjudican por reducir la cantidad útil disponible o por hacer aumentar la temperatura de fondo.

Acción Ver “Alta tasa de degradación de amina”.

ESPUMA EN EL SISTEMA DE AMINA


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Causa Impurezas que ingresan con el gas o con el agua de reposición, talescomo partículas, ácidos orgánicos, inhibidores y lubricantes de campo.

Acción Mejorar la filtración. Mejorar el tratamiento de agua.

Causa Partículas sólidas por deficiente filtración, las cuales pueden haberseautogenerado. Acción Mejorar la filtración.Causa Inadecuada filtración.

Acción Verificar su caudal. Muestrear entradas y salidas para ver si haymejorías de color, propensión a la espuma e hidrocarburos (esto ultimopuede ser controlado por el Proveedor de la amina cuando seanecesario). Recordar que el carbón puede haberse agotado sinmanifestar delta P alguno. Recargar correctamente el carbón, con

lechos uniformes y luego bien empapados.Causa Hidrocarburos condensados en la Contactora. Acción Verificar que se cumpla con el diferencial de temperatura de 4°C o más

a favor de la amina con respecto al gas de ingreso. Verificar que el gas

ingrese a la columna unos grados por encima de su punto de rocío.


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PROBLEMAS DE BOMBAS


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Causa Partículas sólidas erosionan las bombas. Acción Mantener limpios a los filtros.Causa Nivel inadecuado en las succiones.

Acción Subir el nivel mínimo de líquido en el recipiente de succión.Causa Presión inadecuada de descarga. Acción Sacar restricciones y revisar la tensión de vapor en el punto de

succión, que no debe ser mayor que la presión requerida de succión.

Causa Gases entrampados en la envolvente. Acción Ventear.Causa Sello de lavado, enfriadores sucios. Acción Parar la bomba y realizar mantenimiento.Causa Cavitación por alta carga en la amina regenerada. En la succión se

desprenden gases. Acción Ver “Excesiva carga en la amina regenerada”.


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PUESTA EN MARCHA Y ANALISIS

DE RIESGOS

TAREAS PREVIAS A LA PUESTA ENMARCHA

PRECOMMISSIONING


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Conjunto de actividades de chequeo de lasinstalaciones realizadas sin energía eléctrica y sin losfluidos del proceso con el objeto de asegurar que lasinstalaciones han sido construidas de acuerdo a la

ingeniería aprobada. Principales actividades de Precommisioning:Verificación de válvulas de seguridad

Verificación de válvulas de controlVerificación de transmisores eléctricosBarrido de cañerías con aire

Verificación de manómetrosVerificación de termómetrosAlineación de motores

COMMISSIONING


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Conjunto de actividades que permiten energizar lossistemas y efectuar las pruebas preoperacionales.

En esta actividad hay un cambio radical en lacondición de seguridad de la planta ya que aparecela energía eléctrica y la carga de fluidos del proceso.

Principales actividades de Commissioning: Inertización. Presurización de la instalación. Carga de fluidos auxiliares.

Energización de equipos eléctricos. Cableado y conexionado de energización delCCM.

PRECOMMISSIONING YCOMMISSIONING


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Las actividades de Precommissioning yCommissioning se organizan por especialidades (eléctrica, mecánica,

procesos, etc) y por sistemas (gas deentrada, hot oil, etc.) y al realizar las tareasde verificación y prueba se debe dejar un

registro escrito y aprobado por el constructor y la inspección.

SISTEMAS UNIDAD DE AMINA


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IDENTIFICACIÓN NOMBRE IDENTIFICACIÓN NOMBRE COLOR

01.01INSTRUMENT AND

SERVICE AIR

01.02 DRAIN & VENT

01.03PROPANE

REFRIGERATION

01.04 HOT-OIL

01.05CONDENSATE

PUMPING

01.06WATER SUPPLY AND

DISTRIBUTION

01.07FIRE WATER AND

DISTRIBUTION

01.08

OSMOSIS INVERSE

PLANT

01.09 WATER DISPOSAL

02.01 WELL AREA

02.02 INLET MANIFOLDS

02.03 CONTROLSEPARATOR

02.04 PLANT INLET SECTION

02.05GAS SWEETENING

PLANT

02.06 DEW POINT PLANT

02 PROCESS AREA

SUBSISTEMASISTEMA

01 AUXILIARIES

MONITOREO DE VARIABLES DE OPERACION


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Caudal: Caudal de filtración. Amina regenerada a la columna lavador del

tanque flash de amina. Recirculación de aceite calefactor.

Presión:

Gas ruptor (eventual) de vacío en columna.regeneradora de amina. Presión del tanque flash de amina.

Presión de la columna regeneradora. Presión en el tanque de expansión de hot oil. Mínima presión en tanque flash de amina.

Presión en recipiente surge de amina.

MONITOREO DE VARIABLES DE OPERACION


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Temperatura: Alimentación a la regeneradora. Salida del enfriador de gas tratado.

Salida del enfriador de amina pobre. Salida del condensador de reflujo a la

regeneradora.

Gas virgen a contactora. Vapores del tope de la regeneradora. Hot oil a reboiler.

OPERACIONES DE RUTINA


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Reposición de agua. Reposición de amina. Reposición de hot oil. Análisis de la solución de amina. Análisis del hot oil. Filtros mecánicos. Filtros de succión.

Filtro a carbón activado. Desnatadores de hidrocarburos sobrenadantes. Indicadores de presiones diferenciales de torres. Purgado del acumulador de reflujo de la

regeneradora. Lecturas y registros de variables.

RUTINAS DE MANTENIMIENTO


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Nunca operar los equipos fuera de sus límites.Mantenerlos y operarlos según lo indique sufabricante.

Probar todos los mecanismos de seguridad.Controlar los rodamientos.

Atención con las válvulas de control expuestas agrandes saltos de presión, pues ello puedeprovocar desprendimiento de gas ácido en elseno del líquido portando consigo gotículas(léase corrosión-erosión).


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ANÁLISIS QUÍMICOS DE RUTINA

AMINA REGENERADA

AMINA REGENERADA


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Análisis Frecuencia Valor óptimo

Carga de CO2 1 / día En mol a mol 0,010 amáx. 0,015

Carga de SH2 Cuando surjan sospechas

de su presencia

Ausencia total

Concentración deamina

1 / día 45 % en peso en rango a47

Color 1 / día Cristalino incoloro a

ambarinoClaridad 1 / día Claro

Olor 1 / día Algo amoniacal

Tendencia a laespuma 1 / semana < 200 ml en muestra de200 ml y ruptura en < 5min.

Análisis completo 1 / trimestre A indicar por el Proveedor

AMINA AGOTADA


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Análisis Frecuencia Valor óptimo

Carga de CO2 1 / semana En mol a mol 0,42 amáx. 0,45

Carga de SH 2 Cuando surjansospechas de su

presencia

Ausencia total

Tendencia a laespuma 1 / semana < 200 ml en muestra de200 ml y ruptura en < 5min.

Análisis completo 1 / trimestre A indicar por el

Proveedor


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PUESTA EN MARCHA Y ANALISISDE RIESGOS

ANÁLISIS DE RIESGOS

ANALISIS DE RIESGOS


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¿Qué es lo quepuede fallar?

¿Cuán probablees que falle?

¿Cuáles son lasconsecuencias?

CAUSA PROBABILIDAD GRAVEDAD OSEVERIDAD


Minimizar RiesgosAsociados

•Personal

•Público•Medio Ambiente

•Bienes de la Compañía

Llegar a un RIESGO tan bajo como searazonablemente practicableOBJETIVO

¿Qué es lo quepuede fallar?

¿Cuán probablees que falle?

¿Cuáles son lasconsecuencias?

CAUSA PROBABILIDAD GRAVEDAD OSEVERIDAD


Minimizar RiesgosAsociados

•Personal

•Público•Medio Ambiente

•Bienes de la Compañía

Llegar a un RIESGO tan bajo como searazonablemente practicableOBJETIVO

METODOLOGIAS


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Son técnicas de identificación de riesgos, suscausas y consecuencias. Permiten el cálculocualitativo del valor de riesgo (ranking de riesgo) através de la probabilidad de ocurrencia y suseveridad. Generan recomendaciones para lareducción de situaciones peligrosas.

Son la base efectiva de cualquier gestión deseguridad del proceso.

Varían según la metodología y dependen delalcance y objetivos del estudio.


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HAZOP (HAZARD OPERATION)


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El HAZOP es el Análisis de Riesgos delproceso más completo, factible de ser utilizadoen todas las etapas de la vida útil de una

instalación, desde el diseño, la construcción, laoperación de rutina y las modificaciones. Es un análisis sistemático efectuado por un

equipo multidisciplinario. Identifica los problemas de operabilidad, asícomo también los riesgos para el personal, el

público, los bienes de la compañía y el medioambiente.

HAZOP (HAZARD OPERATION)


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Luego de identificar los riesgos hace lasrecomendaciones necesarias para reducirlos.

Permite definir los requerimientos de lossistemas instrumentados de seguridad (SIS,Safety Instrumented Systems Elementos de

Campo y PES, Programmable ElectronicSystem) mediante la categorización del nivelde riesgo total expresable en uno de losniveles de SIL (Safety Integral Level). Paraeste propósito se usan matrices de seguridadSIL. Referencias: ANSI/ISA S84.01, IEC 61508y IEC 61511.

COMO SE EFECTUA UN HAZOP?


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Análisis estructurado y sistemático potenciado por el pensamiento creativo de los miembros delequipo.

La creatividad es la resultante de interacción entrelos miembros del equipo a través de técnicas de“brainstorming”.

Para revelar cuales son las situaciones peligrosasse analizan los equipos, la instrumentación, losservicios, la acción humana, los procedimientos ylos factores externos.

COMO SE EFECTUA UN HAZOP?


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Se identifican los riesgos para la operación, elmedio ambiente, la seguridad pública y la de losempleados (matriz de riesgos).

Se evalúan los elementos de protección(Salvaguardias) que hay frente a situaciones deriesgo.

Si corresponde, se hacen recomendaciones parareducir el riesgo.

EL HAZOP ES UN TRABAJO EN EQUIPO Y ELÉXITO O FRACASO ES DE “ TODO EL EQUIPO”

El Líder experto en la técnica

QUIENES PARTICIPAN EN UN HAZOP?


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El Líder experto en la técnica. El escribiente (con frecuencia esta tarea la asume elLíder). Los miembros del equipo que poseen conocimientoespecífico sobre algún aspecto del proceso enanálisis:

Especialistas en Ingeniería Química/Procesos. Especialistas en Instrumentos.

Especialistas en Ingeniería Eléctrica. Especialistas en Ingeniería Mecánica/Equipos. Especialistas en Seguridad

Especialistas en Medio Ambiente Personal de Operaciones Personal de Mantenimiento Especialistas en Proyectos / Construcciones

NODO

NODO

PASOS A SEGUIR EN UN ANALISIS DE HAZOP


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NODO

Desviaciones a los Objetivos de Diseño

Causas de cada Desviación

Consecuencias de cada Desviación debido a cada Causa

Salvaguardias Existentes para evitar o mitigarConsecuencias

Se acepta el Riesgo

No se acepta el Riesgo

Recomendaciones para reducir el RANKING DE RIESGO

Nuevo RANKING DE RIESGO de las Consecuencias

Probabilidadde Ocurrenciay Severidad

MATRIZ DE RIESGO

RANKING DE RIESGO

Probabilidad

de Ocurrenciay Severidad

MATRIZ DE RIESGO

Palabras Guía + Parámetro

Identificar todas lasCausas

Categoría de las Causas

Responsable

Categoría

NODO

Desviaciones a los Objetivos de Diseño

Causas de cada Desviación

Consecuencias de cada Desviación debido a cada Causa

Salvaguardias Existentes para evitar o mitigarConsecuencias

Se acepta el Riesgo

No se acepta el Riesgo

Recomendaciones para reducir el RANKING DE RIESGO

Nuevo RANKING DE RIESGO de las Consecuencias

Probabilidadde Ocurrenciay Severidad

MATRIZ DE RIESGO

RANKING DE RIESGO

Probabilidad

de Ocurrenciay Severidad

MATRIZ DE RIESGO

Palabras Guía + Parámetro

Identificar todas lasCausas

Categoría de las Causas

Responsable

Categoría

BENEFICIOS DEL HAZOP


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ETAPAS DE DISEÑO DE INGENIERÍA

Acorta calendarios del proyecto. Minimiza costos. Garantiza el cumplimiento de Códigos de

Seguridad y Regulaciones. Asegura la operabilidad con alto grado deseguridad.

Maximiza las oportunidades de mejorar yaumentar la producción.

BENEFICIOS DEL HAZOP


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INSTALACIONES EXISTENTES

Identifica y documenta los Riesgos posibles. Identifica y documenta las medidas deSeguridad existentes.

Revela las oportunidades para mejorar lasmedidas de Seguridad. Aguda a priorizar los proyectos de Reducción

de Riesgos. Revela las oportunidades para los aumentosde capacidad

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