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UNIVERSIDAD NORORIENTAL PRIVADAGRAN MARISCAL DE AYACUCHO
FACULTAD DE INGENIERÍAESCUELA DE INGENIERÍA DE MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
NUCLEO BARCELONACOORDINACIÓN DE PASANTÍAS
PROPUESTA DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO Y PREVENTIVO AL
COMPRESOR C-2101 DE GAS RECICLO DE LA UNIDAD DE
HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA. PETROMONAGAS, COMPLEJO
INDUSTRIAL PETROLERO Y PETROQUIMICO GENERAL JOSE
ANTONIO ANZOATEGUI, BARCELONA.EDO ANZ 2014
Informe final de pasantía presentado como requisito parcial para optar
al título de Ingeniero en Mantenimiento industrial.
Víctor Alfonzo. Array Maita
C.I.: V-20.359.063
Barcelona 6 de Octubre del 2014
UNIVERSIDAD NORORIENTAL PRIVADA GRAN MARISCAL DE AYACUCHO
FACULTAD DE INGENIERIAESCUELA DE INGENIERIA DE MANTENIMIENTO INDUSTRIAL
NUCLEO BARCELONACOORDINACIÓN DE PASANTÍAS
PROPUESTA DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO Y PREVENTIVO AL
COMPRESOR C-2101 DE GAS RECICLO DE LA UNIDAD DE
HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA. PETROMONAGAS, COMPLEJO
INDUSTRIAL PETROLERO Y PETROQUIMICO GENERAL JOSE
ANTONIO ANZOATEGUI, BARCELONA .EDO ANZ 2014.
Tutor Industrial: Tutor Académico:
Ing. Gregory Alarcòn Ing. María E. Yánez
Víctor Alfonzo Array Maita
C.I.: V-20.359.063
Barcelona 6 de octubre del 2014
iii
UNIVERSIDAD GRAN MARISCAL DE AYACUCHOFACULTAD DE INGENIERIA
ESCUELA DE INGENIERIA DE MANTENIMIENTO INDUSTRIALNUCLEO BARCELONA
COORDINACIÓN DE PASANTÍAS
RESUMEN DEL INFORME DE PASANTÍA
NOMBRES Y APELLIDOS DEL PASANTEVÍCTOR ALFONZO ARRAY MAITA
ESPECIALIDADGESTIÒN DE MANTENIMIENTO
TÍTULOPROPUESTA DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO Y PREVENTIVO AL COMPRESOR C-2101 DE GAS RECICLO DE LA UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTA. PETROMONAGAS, JOSÉ. AÑO 2014.
ÁREA DE ESPECIALIDAD DEL TRABAJOMANTENIMIENTO
RESUMENTradicionalmente en las industrias existen planes de mantenimiento para los equipos basados en recomendaciones del fabricante determinados en periodos fijos, basados en políticas internas de la planta o bien simplemente aplicando un mantenimiento correctivo, es decir, reparar hasta que falla. Sin embargo, el objetivo de toda gerencia es siempre mantener sus equipos activos en la máxima disponibilidad y confiabilidad, a fin de poder garantizar una continua producción, sin embargo, hoy día la planificación del mantenimiento viene cambiando a fin de incorporar criterios de riesgo y confiabilidad, de manera que además de asegurar un impacto de las acciones de mantenimiento en el rendimiento de los activos, se tenga un impacto en la seguridad al disminuir, evaluar y controlar el riesgo, administrando el riesgo, por tal motivo se ha desarrollado el presente proyecto basando en la metodología de análisis de modos de falla, efectos y criticidad al compresor C-2101 con el objeto de identificar los modos de falla que representan un mayor riesgo, para posteriormente seleccionar la mejor tarea de mantenimiento, ya sea preventiva, predictiva, correctiva o en su caso acciones adicionales o complementarias. Se define un modo de falla, como la forma en la que un activo pierde su habilidad para desempeñar su función, entrando en el estado de falla, falla funcional. El presente trabajo es totalmente factible como no genera gastos extraordinarios ya que la empresa cuenta con los especialista y los equipos necesarios para su determinación.
Firma del Tutor IndustrialY sello de la empresa
Firma y sello de la Coordinación de Pasantías
iv
ÍNDICE
Resumen......................................................................................................... iiiLista de Figuras...............................................................................................viLista de Tablas...............................................................................................viiLista de Cuadros............................................................................................viiiIntroducción.....................................................................................................1
CAPÍTULO I.....................................................................................................3EL PROBLEMA................................................................................................3
Planteamiento del Problema........................................................................3Objetivos de la Investigación........................................................................7
Objetivo general........................................................................................7Objetivos Específicos...............................................................................7
Justificación..................................................................................................8Alcance.........................................................................................................9Plan de Ejecución.......................................................................................10
CAPÍTULO II..................................................................................................11IDENTIFICACIÓN DE LA ORGANIZACIÓN..................................................11
Razón Social..............................................................................................11Ubicación Geográfica.................................................................................11Visión, Misión, Objetivos............................................................................12
Misión.....................................................................................................12Visión......................................................................................................12Objetivos.................................................................................................12
Reseña Histórica........................................................................................13Estructura Organizativa..............................................................................15Procesos Productivos.................................................................................15
CAPÍTULO III.................................................................................................18MARCO METODOLÓGICO...........................................................................18
Tipo de investigacion..................................................................................18Técnicas para la Recolección de Datos.....................................................19
Observación Directa...............................................................................19Revisión Documental..............................................................................19Entrevista no estructurada:.....................................................................20
v
Procedimientos...........................................................................................21Técnicas de análisis...................................................................................24Conceptos Básicos.....................................................................................25
CAPÍTULO IV.................................................................................................36DESARROLLO DEL PROYECTO.................................................................36
Descripción de la situación operativa del compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta a fin de conocer su condición actual..........................................................................................................36
Unidad 21-NHT.......................................................................................36Condiciones de Operación de la Unidad................................................38Descripción del flujo de proceso del sistema de compresión del Gas de Reciclo....................................................................................................40
Síntesis actual............................................................................................42Requerimientos de Servicios......................................................................43Análisis de modo, efectos y criticidad en los componentes del compresor C-2101 de gas, con el fin de proporcionar bases para solventar el problema....................................................................................................44Plan de mantenimiento predictivo y preventivo al compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta que pueda mejorar su operatividad................................................................................................51
Análisis costo-beneficio para determinar la factibilidad técnico - económica del proyecto..........................................................................59
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.................................................65
Conclusiones..............................................................................................65Recomendaciones......................................................................................67
ANEXOS........................................................................................................68
Anexo n° 1 Condiciones físicas del compresor C-2101..........................69Anexo n° 2 Desmontaje del eje y el barril...............................................70Anexo n° 3. Vistas del Compresor C-2101.............................................71Anexo n° 4. Vistas del Compresor C-2101.............................................72Anexo n° 5. Vistas del Compresor C-2101.............................................73
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS..............................................................74
Libros Consultados.................................................................................74Tesis Consultadas..................................................................................74Referencias Electrónicas........................................................................75
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura n° 1 Ubicación del Complejo Industrial Petrolero y Petroquímico Gral.
“José Antonio Anzoátegui”.............................................................................11
Figura n° 2 Organigrama Petromonagas, S.A...............................................15
Figura n° 3 Representación de las Unidades que Operan en los Diferentes
Procesos en el Mejorador de Petromonagas.................................................17
Figura n° 4 Esquema Operativo de la Unidad NHT.......................................41
Figura n° 5 Diagrama de la metodología de análisis de modos de falla y sus
efectos...........................................................................................................45
Figura n° 6 Riesgo Residual de la Estrategia................................................49
vii
LISTA DE TABLAS
Tabla n° 1 Requerimientos de Servicios........................................................43
Tabla n° 2 Compresor 21-C-2101 - NHT.......................................................47
viii
LISTA DE CUADROS
Cuadro n° 1 Análisis para las Categorías de Frecuencias.............................49
Cuadro n° 2 Plan de Mantenimiento C-2101.................................................51
Cuadro n° 3 Relación costo – beneficio según la necesidad de Recursos....63
1
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo trata de Elaborar una propuesta de mantenimiento
predictivo y preventivo al Compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de
Hidrotratamiento de Nafta (NHT) del Mejorador Petromonagas S.A., con el
propósito de garantizar su continuidad operativa, enfocado a brindar una guía
confiable de los tipos y frecuencias de mantenimiento para dicho equipo.
Como parte de este análisis, fue necesario hacer un levantamiento de
información de la condición actual de los equipos principales de la unidad,
así como también de la manera de operar del departamento de
mantenimiento, es decir, identificar los tipos de mantenimiento que realiza, el
personal con que cuenta para su realización, herramientas y equipos
utilizados.
La herramienta que se utilizó para determinar la criticidad de los equipos fue
la matriz de criticidad, la cual por medio de un análisis que comienza por la
especificación del proceso productivo, determina cual es la etapa del proceso
que presenta mayor necesidad de enfoque, en otras palabras, es aquella
etapa que presenta en conjunto una mayor frecuencia de fallos, un alto grado
de impacto operacional, poca flexibilidad operacional, altos costos de
mantenimiento y un alto impacto en la seguridad ambiental y humana.
Con la determinación de esa etapa crítica del proceso productivo actual con
relación al compresor C-2101, fue posible identificar los factores involucrados
directamente e indirectamente con el mismo; y de esta manera se comenzó a
detallar las frecuencias de mantenimiento sugeridas por los manuales
técnicos, complementado además por las sugerencias de los técnicos de la
empresa.
2
Todo este análisis finalizó con la elaboración del plan de mantenimiento del
equipo directamente y con el proceso productivo de la unidad NHT, el mismo
incluye actividades de inspección, limpieza y mantenimiento general
periódico, los cuales permitirán mantener un correcto funcionamiento y
alargamiento de la vida útil; pero como punto más importante lograr
mantener la calidad del producto y continuidad operacional del proceso.
La mejora de los resultados de mantenimiento pasa, necesariamente, por
estudiar los incidentes que ocurren en el mejorador, específicamente en la
unidad NHT y aportar soluciones para que no ocurran, para ello se estudian
casos reales aplicados a mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo en
el compresor, para seguir con la notable precisión del estado de la
maquinaria, así como la evolución de los síntomas de fallos con el fin de:
Conocer con gran precisión el momento en que se va a producir la avería o
fallo, así poder evitarlo a través de una intervención programada y alargar al
máximo la vida útil de los equipos, piezas, herramientas y útiles con el fin de
abaratar los costes de mantenimiento.
Para ello, el esquema de desarrollo de esta investigación responde a:
Capítulo I, donde ser describe la situación o problemática enfocada,
planteando los objetivos que darán paso a la propuesta. Capítulo II, es donde
se reúne la información de la empresa y el departamento en el cual se
realizaron las pasantías. Capítulo III. Éste capítulo señala la metodología que
da forma a la investigación según sus técnicas y enfoque técnico y, el
Capítulo IV, contempla los resultados obtenidos durante el desarrollo de las
pasantías.
3
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
El Mantenimiento preventivo y predictivo aplicado a equipos, componentes y
sistemas, comprende un conjunto de acciones tendentes a conservar y
preservar la disponibilidad durante el ciclo de vida útil de los equipos.
Inicialmente la aplicación del mantenimiento preventivo se basa en
recomendaciones del fabricante y experiencias del personal encargado del
mantenimiento en equipos similares, con el paso del tiempo los planes de
mantenimientos son modificados basados al desempeño de los equipos y de
su disponibilidad, para esto es necesario llevar registros de fallas, los cuales
facilitan estadísticamente las herramientas para la formulación de soluciones
a fallas existentes en los equipos, componentes y sistemas .
El mejorador Petromonagas ubicado dentro del Complejo Industrial Petrolero
y Petroquímico General José Antonio Anzoátegui, está situado
aproximadamente a 16 Km de la Capital del estado Anzoátegui, Barcelona.
Esta planta mejora el crudo extrapesado que llega a 8° API proveniente del
Centro Operativo Petromonagas (COPEM), a un crudo de 16°API, este
crudo antes de ser comercializado internacionalmente pasa por una serie de
procesos, siendo el más importante la coquización retardada, en el cual se
utilizan recursos como agua, gas natural, electricidad, nitrógeno y vapor.
Petromonagas S.A., cuenta con un campo de producción con capacidad de
120 mil barriles diarios de crudo extrapesado y posee facilidades de
4
mejoramiento en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui, con
capacidad de 158 mil barriles diarios de crudo diluido. Para ello cuenta con la
unidad de nafta (NHT) diseñada para procesar una carga máxima de 38 mil
barriles diarios de nafta pesada proveniente de la unidad fraccionadora de
nafta, en esta unidad se encuentra el compresor de gas reciclo C-2101, el
cual tiene como función mover gas reciclo hidrógeno utilizado como gas
combustible para mezcla de crudo sintético y coque, que en óptimas
condiciones permite el cumplimiento total de la planta.
Actualmente, en la unidad NHT existe una problemática real y latente
ocasionada por ciertas fallas ocurridas, debida a la débil gestión de
mantenimiento tanto predictivo como preventivo, tales fallas son:
incumplimiento cabal y no ejecución del mantenimiento predictivo y
preventivo que ocasionó la rotura del sello mecánico del compresor C-2101,
atascamiento de la camisa del sello y ralladuras de la superficie del eje zona
de trabajo. No obstante, estas fallas generan un incremento de las horas–
hombres en mantenimiento correctivos, alto costo tras el reemplazo del sello
mecánico, pérdidas económicas debido a paradas no programadas a NHT
equivalentes a una producción de 153MM$, emisiones de gases con alto
contenido tóxico al ambiente y, riesgos operacionales tras el “paro
emergente” a equipos que reducen su vida útil, así como también
sobrepresión en tuberías por condiciones anormales, aceleración de equipos
rotativos por descontrol del proceso, entre otros.
Considerándose lo antes expuesto, es indudable la importancia de encontrar
soluciones y resolver la problemática del compresor C-2101. Con la finalidad
de lograr mejoras en la disponibilidad, confiabilidad, mantenimiento,
reducción de costo y evitar paradas de los equipos a través de la aplicación
5
de la metodología de un (AMEFC) Análisis modos de falla, efectos y
criticidad; y a fin de dar cumplimiento al objetivo final de la investigación se
elabora una propuesta de mantenimiento preventivo y predictivo al
compresor C-2101 de gas reciclo de la unidad de hidrotratamiento de nafta
(NHT-21), lo cual repercutirá en la operatividad del equipo, evitando así,
paradas imprevistas de la mencionada unidad y pérdidas de producción para
la empresa.
De la situación anterior surgen las siguientes interrogantes:
¿Cuáles son las condiciones actuales del compresor C-2101 de gas reciclo
de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta?
¿Cuáles son los componentes que conforman al compresor C-2101 de gas
reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta que presentan estado
crítico?
¿Qué fallas se presentan en los componentes críticos del compresor C-2101
de gas reciclo?
¿Cuál sería la propuesta más adecuada para prevenir fallas futuras en el
compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta?
¿Cuál es la factibilidad económica del proyecto?
6
Objetivos de la Investigación
Objetivo General
Elaborar una propuesta de mantenimiento predictivo y preventivo al
Compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta
del Mejorador Petromonagas S.A., con el propósito de garantizar su
continuidad operativa.
Objetivos Específicos
Describir la situación operativa del compresor C-2101 de gas reciclo
de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta a fin de conocer su
condición actual.
Realizar un análisis modo, efectos y criticidad en los componentes del
compresor C-2101 de gas, con el fin de proporcionar acciones para
solventar el problema.
Proponer un plan de mantenimiento predictivo y preventivo al
compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de
Nafta para mejorar su operatividad.
Realizar un análisis costo-beneficio para determinar la factibilidad
técnico - económica del proyecto.
7
Justificación
El mejorador Petromonagas S.A; procesa crudo extrapesado caracterizado
por tener una carga ácida la cual es tratada para reducir el contenido de
sales, azufre, carbón y nitrógeno para satisfacer las exigencias del mercado.
Esta empresa mejora el crudo más no lo refina, por ende debe adecuarlo de
tal manera que no cause mayor impacto en las líneas, equipos y
catalizadores al alimentar las plantas de refinación.
El presente trabajo visto desde la perspectiva del mantenimiento es
altamente necesario e importante por cuanto su aplicación en equipos
críticos permite disminuir los costos del mantenimiento que son elevados y
que en virtud se requiere ahorro de recursos por parte de la gerencia. De tal
manera que las fallas presentadas por el equipo conocido como compresor
C-2101 ubicado en la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta ha causado
paradas no programadas causando pérdidas en el proceso de producción. Lo
que implica una disminución considerable en la comercialización y
distribución del producto, todo ello debido a las constantes fallas en los
equipos tales como compresores, bombas, motores; en este caso se
atienden las fallas del compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de
Hidrotratamiento de Nafta, que implica la necesidad de realizar un
mantenimiento predictivo y preventivo que garantice el funcionamiento de la
unidad mencionada y del equipo en estudio.
8
Alcance
La investigación se realizó en la gerencia técnica del mejorador de
Petromonagas ubicado en el Complejo Petroquímico José Antonio
Anzoátegui “José”.Barcelona Edo Anzoátegui”, al compresor C-2101 de gas
reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta. En cuanto al lugar y el
espacio siempre se presentó acceso cercano a las unidades que conforman
la planta y facilidad de poder visitarlas en cualquier momento, de igual
manera es importante mencionar que no se presentaron limitantes
financieras, ya que se pretende dar una propuesta, más no su
implementación.
9
Plan de Ejecución
ACTIVIDADDESDE HASTA DESDE HASTA DESDE HASTA DESDE HASTA DESDE HASTA DESDE HASTA DESDE HASTA DESDE HASTA
SEMANA 1 SEMANA 2 a 5 SEMANA 6 SEMANA 7 a 9 SEMANA 10 a 12 SEMANA 13 a 16 SEMANA 17 a 19 SEMANA 20 a 2111-nov-
1315-nov-
1318-nov-
1313-dic-
1316-dic-13
20-dic-13
23-dic-13 10-ene-1413-ene-
1431-ene-14 03-feb-14 28-feb-14 03-mar-14 21-mar-14 24-mar-14 04-abr-14
Adiestramiento y permisología.Conocer la situación actual del compresor C-2101.Realizar un análisis modo, efectos y criticidad en los componentes del compresor C-2101.
SIN ACTIVIDADES
Realizar un análisis modo, efectos y criticidad en los componentes del compresor C-2101.Plan de mantenimiento predictivo y preventivo al compresor C-2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta que pueda mejorar su operatividad.Análisis costo-beneficio.Factibilidad técnico - económica del proyecto.
10
CAPÍTULO II
IDENTIFICACIÓN DE LA ORGANIZACIÓN
Razón Social
PDVSA PETROMONAGAS, S.A.
Ubicación Geográfica
El Mejorador de crudo se encuentra ubicado dentro del Complejo Industrial
Petrolero y Petroquímico General “José Antonio Anzoátegui”, el cual se
encuentra al Norte del Estado Anzoátegui delimitándolo junto con el Mar
Caribe, en aproximadamente 16 Km de la capital Anzoatiguense.(Figura n° )
Figura n° Ubicación del Complejo Industrial Petrolero y Petroquímico Gral. “José Antonio Anzoátegui”Fuente: Google Maps
11
Visión, Misión, Objetivos
Misión
Producir y mejorar hidrocarburos de manera eficiente, cumpliendo con los
compromisos adquiridos, en armonía con el ambiente. Asegurando el
Desarrollo Endógeno del entorno; alineados con el Plan de la Nación,
transformando lo obtenido en ganancias para el pueblo con un adicional para
nuestros socios que corresponde al retorno de su inversión manteniendo las
premisas establecidas por nuestro ente garante.
Visión
Optimizar los recursos asignados, e innovar al mínimo el costo de inversión
para obtener el máximo de beneficios que serán retribuidos en Planes para la
Nación: Mejorar la calidad de vida (Desarrollo Endógeno), alcanzar
excelencia en gestión empresarial, generar gananciales para el pueblo;
trabajo mancomunado de los socios logrando así, el manejo eficiente de los
recursos.
Objetivos
Desarrollar y promover las capacidades internas de la organización, para
lograr el desarrollo integral, de confiabilidad con la visión y misión; dentro del
horizonte de mediano y largo plazo.
12
Ir de la mano con la Gestión Corporativa de PDVSA-CVP, en optimizar las
operaciones, costos e inversiones, facilitando la rendición de cuentas y
afianzando el sistema de dirección.
Promover esquemas de factibilidad y aceptabilidad, que mejoren el potencial
económico de la base de recursos de explotación, orientados a la
caracterización de los yacimientos.
Procurar que el portafolio de proyectos del plan de negocio este alineado con
las directrices, para descentralizar y ordenar el territorio de la organización
contenida en el Plan Nacional de Desarrollo Regional.
Diseñar una estructura Organizacional flexible y dinámica que manifieste las
estrategias corporativas respondiendo a las realidades y desafíos que trae la
corporación.
Reseña Histórica
La nacionalización de la faja Petrolífera del Orinoco se lleva a cabo, luego de
un proceso de migración que se desarrolló de acuerdo a un cronograma
establecido previamente, lo que incluyó previamente en la firma de
memorandas de entendimiento con 10 de las 13 empresas extranjeras que
operaban en la Faja Petrolífera del Orinoco y en los Convenios de
Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas.
Como parte de esta estrategia, PDVSA canceló 501 millones de dólares por
el 99% de los bonos de la asociación Cerro Negro, dando paso a la creación
de la empresa mixta Petromonagas, donde PDVSA posee una participación
13
accionaría de 83,3% y la British Petroleum un 16,67 %, produciendo 105.000
barriles de petróleos diarios.
PETROMONAGAS, S.A., fue constituida y domiciliada en Caracas,
Venezuela, el 21 de febrero de 2008, originalmente inscrita en el Registro
Mercantil Segundo de la Circunscripción Judicial del distrito Capital, Estado
Bolivariano de Miranda, bajo el Tomo 25-A-Sgdo, N° 53.
El decreto 5.200 permitió que la Corporación Venezolana de Petróleo CVP,
conformara una Comisión de Transición, para que cada asociación migrara a
sus trabajadores.
En el caso de Petromonagas esta migró a 300 trabajadores, así como
absorbió a 200 de estos, permitiéndoles integrarse a este proyecto de
Nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco y de los Convenios de
Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas.
14
Estructura Organizativa
Figura n° Organigrama Petromonagas, S.A.Fuente: Gerencia Técnica
Procesos Productivos
En el Mejorador Petromonagas, el Crudo Extra Pesado Diluido (DCO)
proveniente del Centro Operativo Petromonagas (COPEM), a través del
sistema de oleoductos, es desalado antes de cualquier otro proceso con el
fin de proteger de la corrosión todas las unidades aguas abajo. Luego, el
proceso de destilación recupera el diluente y algunos destilados del crudo
desalado, dejando solo residuos en el fondo de la unidad destiladora. El
15
diluente pesado recuperado es enviado de regreso hacia COPEM. Una parte
de los residuos obtenidos en la Unidad de Destilación son procesados a
través de la Unidad de Coquización Retardada.
La unidad de Coquización Retardada DCU (por sus siglas en inglés), es la
más importante del Mejorador ya que en ella se procesan los residuos para
producir un rango de productos que incluyen: gases, nafta, gasóleo cíclico de
coque liviano (LCGO), gasóleo cíclico de coque pesado (HCGO) Y Coque.
Los productos líquidos (LCGO, HCGO) son mezclados con residuo
atmosférico para producir Crudo Mejorado (CM) que es despachado por el
Terminal de Almacenaje y Embarque JOSÉ (TAEJ).
Por otro lado, el coque y el azufre producido son embarcados desde las
instalaciones de Petrozuata. Los gases ácidos, de la Unidad de Tratamiento
y Regeneración de Aminas (ARU) y los gases agrios de la Unidad
Despojadora de Aguas Agrias (SWS), son tratados en la Unidad de
Recuperación de Azufre (SRU) en donde se obtiene azufre líquido, el cual es
solidificado en la Unidad de Solidificación de Azufre (SSU) y luego
transportado en forma de pastillas en la unidad de Facilidades de Transporte
de Azufre (STF).
La Nafta del DCU llega como alimentación a la Unidad Recuperadora de Gas
de Coque (CGP), aquí es estabilizada para alimentar la Unidad de
Hidrotratamiento de Nafta (NHT) en la cual se somete a un proceso de
reacciones catalíticas en donde se saturan las oleofinas y di olefinas antes
de ser enviada esta nafta al pool de diluente manejado ahora por
Coordinación Operacional (CO).
16
Los gases producidos son quemados en el Mejorador como gas de refinería.
Los destilados, la nafta hidrotratada, gasóleo y residuos son mezclados
proporcionalmente para la producción de Crudo Mejorado (CM) de
aproximadamente 16.0 API, todo mostrado en la siguiente figura Figura n° .
Figura n° Representación de las Unidades que Operan en los Diferentes Procesos en el Mejorador de Petromonagas.
Fuente: Gerencia Técnica.
17
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Tipo de investigación:
La presente investigación es de tipo Proyectiva, enfocada en el desarrollo de
un plan de mantenimiento predictivo y preventivo para el compresor C-2101
de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta (NHT) del
Mejorador Petromonagas, S.A. de PDVSA que pueda ser implementado en
busca de hacer más continuo y confiable el proceso sin paradas repentinas
que se han hecho más frecuentes.
Según Hurtado (2010), la Investigación Proyectiva consiste en formular cambios dentro de fenómeno estudiado con el fin de mejorarlo forma exhaustiva y poder contribuir con la empresa, organismo o institución a la transformación de su entorno. Al identificar el ciclo metodológico de la investigación analítica el estudio requiere pasar por las fases de la investigación descriptiva para llegar finalmente a la fase proyectiva de los elementos relacionados con el evento en estudio.
Dicha investigación se enmarcó en un diseño de Campo, ya que los datos
para su consolidación fueron tomados directamente de la realidad donde
ocurre la problemática planteada, identificando como punto focal la Consola
2 del Mejorador Petromonagas, S.A. y en ella directamente la unidad NHT.
Hernández, R. Baptista, P (2012), “estas investigaciones buscan una solución práctica para un problema evidente observado y que se desarrolla en el ambiente” (p. 267). Según Sabino (2002), la investigación de campo “se basa en informaciones o datos primarios, obtenidos directamente de la
18
realidad. Su innegable valor reside en que a través de ellos, el investigador puede cerciorarse de las verdaderas condiciones en que se han conseguido los datos” (p. 67).
Técnicas para la Recolección de Datos
Estas técnicas e instrumentos a mencionar permitieron realizar el registro de
toda la información que recopilado para el logro de los objetivos propuestos
en la investigación.
Observación Directa
Ésta técnica se aplicó durante la visita a la Unidad de Hidrotratamiento del
Mejorador Petromonagas de PDVSA, donde se observó el funcionamiento de
los equipos en especial el del compresor C-2101 de Gas Reciclo pudiendo
conocer algunas razones de sus fallas.
Se empleó como instrumento el registro anecdótico con toma fotográfica que
permitió plasmar y registrar de forma clara y precisa toda la información
observada para su posterior análisis e interpretación.
Revisión Documental
Se hizo la comparación entre la documentación existente y se analizaron los
soportes emitidos. Se consultó la bibliografía necesaria que pudiera
respaldar los conceptos básicos del proceso de la unidad en estudio según
su calidad operacional, recursos y más.
19
Para esto se identificaron las fuentes documentales, las cuales están
representadas por normativas, leyes, reglamentos y decretos, e información
bibliográfica, hemerográfica y/o relacionada con el tema, las cuales dieron
respuesta a algunas de las necesidades planteadas, y luego se utilizaron
técnicas como el subrayado, el fichaje, las notas de referencias
bibliográficas, los cuadros resumen, las hojas de cálculo, entre otros. Esta
técnica de recolección de datos fue apoyada en el análisis documental.
Entrevista no estructurada:
Se utilizó esta técnica por tratarse de una investigación de campo enfocada
hacia la solución de problemas puntuales
La entrevista, según Buendía, Colás y Hernández, citado por González (2009), es “la recogida de información a través de un proceso de comunicación, en el transcurso del cual el entrevistado responde a cuestiones previamente diseñadas en función de las dimensiones que se pretenden estudiar planteadas por el entrevistador” (p.83).
Las entrevistas se dividen en estructuradas, semiestructuradas o no
estructuradas o abiertas. Las primeras o entrevistas estructuradas, son
aquellas en que el entrevistador se vale de una guía de preguntas
específicas y se sujeta exclusivamente a estas. Por el contrario, las
entrevistas semiestructuradas, se basan en una guía de asuntos o preguntas
y el entrevistador tiene la libertad de introducirle preguntas adicionales para
precisar conceptos u obtener mayor información sobre el tema investigado.
20
Para la realización de este estudio, se eligió la aplicación de la entrevista
semiestructuradas, a través de la guía de entrevista como instrumento, con
las siguientes preguntas:
¿Cómo identifica usted el reporte de una falla en el compresor C-2101 y sus
elementos?
¿Cuál ha sido la última falla reconocida en el compresor C-2101?
¿Cuál es el nivel de frecuencia u ocurrencia de las fallas en el compresor C-
2101, en los últimos 10 meses?
¿Conoce los mecanismos de respuesta ante las fallas del compresor C-2101,
y sus soluciones?
Procedimientos
Descripción de las condiciones actuales del compresor C-2101 de gas
reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta para conocer el
funcionamiento
Mediante las visitas a la Unidad NHT-21 de la Consola 2 del Mejorador
Petromonagas, S.A., se verificaron los equipos que están total y parcialmente
operativos, los que están fuera de servicio y se registraron los datos
necesarios, para establecer los criterios de confiabilidad de ellos,
especialmente el Compresor C-2101 considerando factores e indicadores
como: tiempo promedio entre fallas (TPEF), tasa de fallas y razón de
21
servicios, mantenibilidad asociada al tiempo promedio por reparar (TPPR) y
la rata de reparación.
Fundamentalmente, se observó que la disponibilidad del compresor está
parcialmente limitada según el análisis de los datos obtenidos en sitio
conjuntamente con la información suministrada por la gerencia técnica a
través del historial de falla en el periodo de junio 2011 hasta junio 2013.
Las características del equipo son:
Equipo: Compresor de Gas Reciclo C-2101 (Recycle Gas Compressor).
Fabricante: Elliott.
Año de fabricación: 1998
Modelo: 15MB9
Capacidad medida: 18700 Psi.
Gas manejado: Hidrogeno (H)
Máxima velocidad continua: 16300 RPM.
Potencia: 7512 HP.
Serial: RX07761.
Número de Rotor: ERX00776101-95145.
Análisis de modo, efectos y criticidad en los componentes del
compresor C-2101 de gas, con el fin de proporcionar bases para
solventar el problema
En función a ello, se realizó un análisis de criticidad, de modo y efectos de
fallas en los componentes críticos del compresor C-2101 de gas, con el fin de
22
proporcionar el diagnóstico actual y total con el monitoreo del equipo, uso de
la matriz de criticidad y las metodología DS (Dinámica de Sistemas) en el
intento de hacer entender la estructura básica del sistema, y el
comportamiento de cada componente.
Plan de mantenimiento predictivo y preventivo al compresor C-2101 de
gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta que pueda
mejorar su operatividad
Se elaboró el plan de mantenimiento predictivo y preventivo al compresor C-
2101 de gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta para darle
solución al problema, estableciendo los lineamientos que permitan reducir
todas los causantes de las fallas, asignación de funciones de un planificador,
lineamientos de prevención con órdenes de trabajos y formatos de control
con el fin de reducir los riesgos por paradas imprevistas y por último, se
elaboró una lista de recursos básicos y especiales que pudieran ser
requeridos al momento de la aplicación del plan previendo la dificultad para
ubicar los repuestos y más.
Análisis costo-beneficio que determina la factibilidad técnico -
económica del proyecto.
Se realizó un análisis costo beneficio del plan de mantenimiento propuesto
para el compresor C-2101, lo que permite evaluar la factibilidad del mismo a
través de las técnicas y métodos para prevenir y predecir las posibles fallas.
Se aplica una relación de los costos si los recursos deben ser consignados
fuera de las pertenencias del Mejorador, contando especialistas, obreros o
23
técnicos de servicios, herramientas, maquinarias y equipos, considerando
entonces que si todo lo necesario para la ejecución del plan propuesto está a
disposición del mismo entonces los beneficios superan los costos y mayor
serán si los costos fuera de presupuestos son igualados a cero.
Técnicas de análisis
Finalizada la tarea de recolección se organizó la información para su
posterior análisis empleando las técnicas siguientes:
Análisis Cualitativo: permitió el análisis de la investigación desde lo
documental, haciendo uso de la revisión bibliográfica.
Análisis Cuantitativo: Estas permiten analizar la información desde un
punto de vista cuantitativo es decir, se puede describir y caracterizar el
problema de una manera más detallada otorgando pesos o niveles de
calificación con los realizados mediante las matrices de criticidad y análisis
de vibraciones.
El análisis de la investigación es muy importante porque se evalúo la
actividad de campo y la eficacia de la guía de entrevista en general
permitiendo mejorar la base para futuras investigaciones, además de eliminar
errores en los datos. En tal sentido, los datos fueron sometidos a las técnicas
de registro y tabulación, lo que permitió la reducción y sintonización de los
mismos en función de su posterior interpretación.
24
Conceptos Básicos
Aceleración: Es la proporción en tiempo del cambio de velocidad,
generalmente medida en G’s. Es interesante ver que la G en realidad no es
una unidad de aceleración, pero es la fracción de la gravedad en la superficie
de la tierra.
Ajuste: Reparación o reemplazo de aquellas partes del equipo que se
encuentran desgastadas o defectuosas
Amplitud: es la magnitud del movimiento dinámico o la vibración expresada
en términos de pico a pico, pico o rms, siendo la misma uno de los
parámetros más usados en el análisis de vibración, y es uno de los
parámetros más importantes en la determinación de las condiciones en que
se encuentra el equipo.
Análisis de Criticidad: El análisis de criticidad es una metodología que
permite establecer la jerarquía o prioridades de procesos, sistemas y
equipos, creando una estructura que facilita la toma de decisiones acertadas
y efectivas, direccionando el esfuerzo y los recursos en áreas donde sea más
importante y/o necesario mejorar la confiabilidad operacional, basado en la
realidad actual. El análisis de criticidad genera una lista desde elemento más
crítico hasta el menos crítico del total del universo analizado, diferenciando
tres zonas de clasificación: alta criticidad, mediana criticidad y baja criticidad.
Una vez identificadas estas zonas, es mucho más fácil diseñar una
estrategia, para realizar estudios o proyectos que mejoren la confiabilidad
operacional, iniciando las aplicaciones en el conjunto de procesos ó
25
elementos que formen parte de la zona de alta criticidad. (Saavedra, P.
2006).
Análisis de Modo y Efectos de Falla (AMEF): León, D. (2001) define el
AMEF como una metodología sistemática que permite identificar los
problemas antes que estos ocurran y puedan afectar o impactar a los
procesos y productos en un área determinada, bajo un contexto operacional
dado. Con la realización del AMEF, se obtiene la información necesaria para
poder prevenir las consecuencias o efectos de las posibles fallas, a partir de
la selección adecuada de actividades de mantenimiento, las cuales actuarán
sobre cada modo de falla y sus posibles consecuencias.
Cantidad de fallas ocurridas: Es el número de fallas que en el período de
estudio ha ocurrido al sistema o equipo a estudiar.
Cavitación: Formación de burbujas de vapor en los fluidos que se puede
detectar por vibraciones y golpeteo del fluido en la tubería de conducción.
Compresores Dinámicos Axiales: Se caracterizan, y de aquí su nombre,
por tener un flujo axial en forma de paralela al aje. El gas pasa axialmente a
lo largo del compresor, que a través de hileras alternadas de paletas,
estacionarias y rotativas, comunican cierta velocidad del gas o energía, que
después se transforma en presión. La capacidad mínima de este tipo de
compresores, viene a ser del orden de los 15metros cúbicos por segundo.
Utilizan un tambor de equilibrio para contrarrestar la reacción o empuje axial.
Debido a su pequeño diámetro y para un mismo tipo de trabajo, funcionan a
velocidades más elevadas que los compresores centrífugos. Estas
velocidades son superiores a un 25% aproximadamente.
26
Compresores Dinámicos Centrífugos: En los compresores centrífugos, el
desplazamiento del fluido es esencialmente radial. El compresor consta de
uno o más impulsores y de números de difusores, en los que el fluido se
desacelera. El fluido aspirado por el centro de una rueda giratoria, ojo del
impulsor, es impulsado por los álabes de ésta y debido a la fuerza centrífuga,
hacia los canales del difusor. Después que la energía cinética se ha
convertido en presión, el fluido es conducido hacia el centro del próximo
impulsor y así sucesivamente.
Compresores Dinámicos: usan aspas rotatorias para impartir velocidad y
presión a la corriente de fluido. Estos operan a altas velocidades y son
accionados por turbinas de gas o vapor o por motores eléctricos. Los
compresores dinámicos tienden a ser más pequeños y ligeros (y por lo tanto
menos costosos) que las máquinas reciprocantes para el mismo servicio.
Compresores Reciprocantes: usan pistones para "comprimir" gas a alta
presión. Los compresores reciprocantes pueden producir muy grandes
diferencias de presión, pero debido a que ellos producen un flujo
intermitente, pueden requerir un tanque receptor grande para atenuar la
intermitencia.
Compresores: Los compresores mueven gases y vapores donde deben ser
creadas grandes diferencias de presión. Estos son clasificados como
dinámicos (centrifugo o axial) o reciprocantes.
Confiabilidad: Es la probabilidad de que un equipo cumpla una función
específica bajo condiciones de uso determinadas en un período determinado.
El estudio de confiabilidad es el estudio de fallos de un equipo o
27
componente. Si se tiene un equipo sin falla, se dice que el equipo es ciento
por ciento confiable o que tiene una probabilidad de supervivencia igual a
uno. Si la efectividad de un equipo disminuye, es posible de que este se
haga menos confiable debido a la reducción del tiempo entre fallas.
Costo de la Producción: Es una comparación entre el costo de la
producción real y el costo de la producción estimada. Se puede clasificar en
tres escenarios posibles: el menos riguroso en cuanto a criticidad, en donde
el costo de la producción sea igual, al costo estimado para tal fin. El segundo
donde el costo sea menor al estimado, la cual indica una planificación pobre.
Y el tercero en donde el costo de producción es mayor al estimado, es más
severo en cuanto a criticidad.
Cumplimiento de mantenimiento preventivo (CMP): Es la relación entre el
trabajo del mantenimiento y el requerido.
Desplazamiento: es la longitud a la que la vibración hace que un cuerpo una
extensión del mismo se mueva. Es oscilatorio y se mide en milésimas de
pulgada en el sistema inglés, y en milímetros en el sistema SI.
Disponibilidad de Repuestos (DR): Es la relación existente entre la
cantidad de repuestos que una vez pedido a almacén fueron satisfechos y la
cantidad total de veces que se pidieron estos repuestos.
Disponibilidad: La disponibilidad es una función que permite estimar en
forma global el porcentaje de tiempo total en que se puede esperar que un
equipo esté disponible para cumplir la función para la cual fue destinado. Si
la disponibilidad disminuye, es probable que también lo hagan las horas en
28
que el equipo produce, y por ende, se hace menos efectivo. (Salazar, F.
2004).
Efectividad Operacional: Puede definirse como la capacidad, que posee un
equipo o sistema, de cumplir con sus funciones específicas y producir el
efecto esperado. La efectividad relaciona las horas que el equipo está
produciendo y las horas que dispone para hacerlo.
Efectividad: Establece una relación entre el tiempo bajo el cual es utilizado
el equipo para producir y el tiempo que dispone el equipo para tal fin. Un
valor menor a la unidad indicaría que el tiempo disponible del equipo no es
aprovechado completamente para producir.
Energía de impulsos (SpikeEnergy SE): son impulsos de energía de muy
corta duración y alta frecuencia similares a picos que suceden en una
máquina debido a defectos en la superficie de los elementos rodantes de
rodamientos, engranajes, rozamiento, impacto y contacto entre metal y metal
en máquinas rotativas, fugas de vapor o pérdidas de aire bajo alta presión,
cavitación causada por flujo turbulento de fluidos.
Equipo: Está constituido por un grupo de partes ubicadas dentro de un
paquete identificable, el cual cumple al menos una función de relevancia en
forma independiente. Además se considera como un bien económico y
técnico sujeto a mantenimiento. (Ej. Motores, bombas, intercambiador de
calor, compresores de turbinas, cajas reductoras, etc.) (Márquez, A., 1999).
Falla Evidente: Situación en la que la persona encargada de operar un
equipo puede detectar una condición anormal utilizando únicamente sus
29
sentidos, por ejemplo cuando observa un incremento en la presión diferencial
de un filtro, puede advertir que este se está taponando, o cuando observa
que una bomba no descarga la presión requerida por posible excesivo
desgaste del impulsor, o cuando nota una alta temperatura de un rodamiento
como consecuencia de deficiencias en la lubricación. (Huerta, R., 2001)
Falla Incipiente: En la mayoría de los casos las fallas son producto de un
proceso de deterioro progresivo y cuantificable permitiéndose la predicción
del tiempo para la falla. Incipiente es el momento en el que la falla se hace
detectable. Vigilando los parámetros apropiados y definiendo valores
permisibles esto resulta una tarea relativamente sencilla, la falla incipiente
desde el punto de vista de la Confiabilidad es una falla funcional, es decir
una de las funciones del sistema ha caído ha límites inaceptables y deben
planificarse las acciones proactivas, preventivas y/o correctivas oportunas
para evitar la falla de la función principal del sistema. (Huerta, R., 2001)
Falla Oculta: No se puede detectar durante la operación normal del equipo,
estas fallas ocurren cuando se activa un evento secundario, por ejemplo una
válvula de seguridad se mantiene hasta que cierta presión es alcanzada por
el recipiente que esta protege, en ese momento es cuando sabemos si
trabaja correctamente o no. (Huerta, R., 2001)
Falla: Se dice que un componente o equipo ha fallado cuando llega a ser
completamente inoperante, puede todavía operar, pero no puede realizar
satisfactoriamente la función para la que fue diseñado o por serios daños es
inseguro su uso, es decir, no puede o ha perdido la capacidad para cumplir
su objetivo a satisfacción, ya sea en cantidad, calidad u oportunidad.
Incapacidad de un sistema o de uno de sus componentes para satisfacer un
30
estándar de funcionamiento deseado. Una condición de falla es simplemente
un estado de operación insatisfactorio. (Amendola, L. 2001).
Fase: es la característica descriptiva de la vibración. La fase es la desviación
relativa de un componente vibrante respecto a un punto de referencia fijo en
otro componente vibrante. La fase es la medida del movimiento vibratorio
que ocurre en un punto en relación con el movimiento vibratorio que ocurre
en otro punto. En otras palabras, es el “ritmo de tiempo” de una vibración en
relación con una pieza fija o móvil de la maquinaria.
Frecuencia: puede calcularse a partir de la amplitud midiendo el periodo de
tiempo (T) de un ciclo. Esta se expresa en unidades de ciclo por minuto
(cpm) o en ciclos por segundo (cps), conocidas como Hertz (donde 1 Hertz=
60 cpm), cuya abreviatura es “Hz”.
Horas Calendario: Corresponden a las horas que un equipo está presto a
cumplir la función para la cual fue diseñado, durante un tiempo determinado
por la organización de mantenimiento. (Saavedra, P. 2008).
Horas de Demora: Son las horas en que el equipo o sistema no produce por
causas imprevistas, las cuales pueden ser de tipo operacional, de
mantenimiento o demoras externas. (Suárez, D. 2001).
Horas de Parada Programada: Son las horas en que el equipo o sistema se
encuentra paralizado por ejecución de actividades incluidas en los programas
de mantenimiento. (Saavedra, P, 2006)
31
Horas Disponibles: Son las horas en que el equipo o sistema se encuentra
disponible para operar y para ejecutar reparaciones de fallas imprevistas,
sean estas de mantenimiento, de operación o externas. (Saavedra, P. 2006).
Horas Efectivas: Comprenden las horas en que el equipo o sistema está
apto para operar. (Suárez, D., 2001).
Inspección: Tarea para verificar el funcionamiento seguro y económico de
una máquina de producción determinado.
Lubricación: Disminuye la fricción entre las superficies de contacto que
puedan generar desgastes y aumento de calor.
Mantenibilidad: Está definida como la probabilidad de devolver el equipo a
condiciones operativas en un cierto tiempo utilizando procedimientos
prescritos, es una función del diseño del equipo (factores tales como
accesibilidad, modularidad, estandarización y facilidades de diagnóstico,
facilitan enormemente el mantenimiento). La mantenibilidad aumenta a
medida que el tiempo fuera de servicio (TFS) disminuye. Un aumento del
TFS trae como consecuencia elevación de las horas de parada y por ende
reducción en la efectividad. (Salazar, F. 2004).
Mantenimiento correctivo: Acciones necesarias para restaurar un equipo a
sus condiciones normales de operación luego de haber ocurrido una falla.
Mantenimiento Correctivo: Es una actividad que se realiza después de la
ocurrencia de la falla. El objetivo de este tipo de mantenimiento consiste en
llevar los equipos después de una falla a sus condiciones originales, por
32
medio de la restauración o reemplazo de componentes o partes de equipos,
debido a desgastes, daños o roturas. (Márquez, A. 2009)
Mantenimiento Predictivo: Se basa principalmente en el análisis e
inspección para determinar el estado y operatividad de los equipos, mediante
el conocimiento de valores de variables que ayudan a descubrir el estado de
operatividad; esto se realiza en intervalos regulares para prevenir las fallas o
evitar las consecuencias de las mismas. Para este mantenimiento es
necesario identificar las variables físicas (temperatura, presión, vibración,
etc.) cuyas variaciones están apareciendo y pueden causar daño al equipo.
Es el mantenimiento más técnico y avanzado que requiere de conocimientos
analíticos y técnicos y necesita de equipos sofisticados.
Mantenimiento Preventivo: Es el que involucra todas las acciones que se
planean y programan con el objetivo de ajustar, reparar o cambiar partes en
equipos, antes de que ocurra una falla o daños mayores, eliminando o
reduciendo al mínimo los gastos de mantenimientos y por supuesto,
estableciendo controles para aumentar la productividad. (PDVSA, CIED,
2005).
Mantenimiento: Conjunto de acciones que permite mantener o restablecer
un dispositivo a un estado específico de operación, para cumplir un servicio
determinado. También puede definirse como de técnicas y procedimientos
orientados a preservar las funciones de los activos industriales. El ingeniero
de mantenimiento de hoy debe definir las acciones proactivas y preventivas
para minimizar el desgaste de los componentes de la maquinaria y asegurar
que esta opere de manera segura, eficiente y confiable, garantizando,
33
además de la integridad del activo físico, la seguridad personal y ambiental.
(Rivas, A. 2003)
Matriz de Criticidad: Es la matriz que contiene todos los factores a evaluar
en la criticidad de los equipos y o sus componentes.
Metodología Utilizada en el Análisis de Criticidad: La metodología
utilizada fue DS, la cual permite la realización del análisis de criticidad con el
fin de establecer la jerarquía o prioridades de sistemas o equipos o sus
partes componentes, creando una estructura que facilita la toma de
decisiones, orientando el esfuerzo y los recursos en áreas donde sea más
importante y/o necesario mejorar, basado en la realidad actual. Esta
metodología es una herramienta que permite la determinación de la jerarquía
de sistemas y equipos de una planta, que permita manejarla de manera
controlada y en orden de prioridades.
MTFS: Promedio de los tiempos fuera de servicio o tiempo en el cual la
máquina por razones atribuidas a fallas salió de servicio.
Sistema: Es un nivel de detalle constituido por un grupo de equipos que
cumplen una función en específico. La mayoría están configurados en
función a los procesos. Ej. Sistema de Bombeo, Sistema de Tratamiento de
Agua, Sistema de Generación Eléctrica, Compresores, Válvulas, etc. (Huerta,
R., 2004).
Velocidad: La velocidad se define como la proporción de tiempo por cambio
de posición, y tiene unidades de distancia por unidades de tiempo. En
vibración de maquinaria, ésta es la proporción de cambio en el
34
desplazamiento y se expresa generalmente en pulgadas por segundo
(pulg/s) o milímetros por segundo (mm/s).
Vibraciones mecánicas: Es una rama de la mecánica que se encarga del
estudio de los movimientos oscilatorios de los cuerpos, sistemas y de las
fuerzas asociadas, es decir, la medición de la Vibración se puede definir
como el estudio de las oscilaciones mecánicas de un sistema dinámico. Se
dice, que un cuerpo vibra cuando éste describe un movimiento oscilatorio
con respecto a una posición de referencia, de tal modo que sus puntos
oscilen en torno a sus posiciones de equilibrio. En un sistema mecánico ideal
no existe disipación de energía durante los procesos de transmisión o
conversión de la misma, pues en ellos están ausentes las causas que
provocan esas pérdidas.
35
CAPÍTULO IV
DESARROLLO DEL PROYECTO
Descripción de la situación operativa del compresor C-2101 de gas
reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta a fin de conocer su
condición actual.
Para describir las condiciones actuales bajo las cuales opera el compresor
como base de estudio, es propio señalar las condiciones de la unidad a la
cual está asociado, como se hace a continuación.
Unidad 21-NHT
La Unidad NHT, está diseñada para procesar la nafta craqueada producida
por la DCU y estabilizada en la CGP del Complejo Mejorador Jose, con un
alto contenido de Olefinas y Diolefinas principalmente, a demás de otros
contaminantes como azufre y nitrógeno. El objetivo principal de esta unidad
es remover al máximo estos contaminantes para obtener una nafta dentro de
las especificaciones requeridas como diluente y nafta de mezcla en el SCO,
cuya unidad esta conforman por una sección de reacción que consta de dos
reactores en serie a condiciones controladas de temperatura para evitar
reacciones no deseadas y otra sección de estabilización de nafta al
incrementar la temperatura y el flujo de rectificación a la torre.
La alimentación es suministrada por la Unidad de Coquificación Retardada
(DCU) y estabilizada en la Unidad de Gas de Planta del Coque (CGP), la
nafta estabilizada se deposita en el Tanque (53-TK-5304) para que se
36
homogenice la misma antes de llegar al tambor (21-D-2105) de
compensación de la unidad en la alimentación, pasando previamente por un
lecho filtrante (21-L-2101) para la remoción de óxidos e impurezas. Luego es
bombeada (21-P-2101 A/B) hasta la sección de reacción (21-R-2101) con
una inyección de Antioxidante (Evitar Polimerización) a la succión de las
bombas e Hidrógeno de alta pureza (99,9%) a la descarga de la misma.
Esta mezcla pasa a través de un intercambiador de calor (21-E-2101 A/B)
que aprovecha la energía disponible en la salida de la nafta tratada e
incrementando así la temperatura por debajo del rango de saturación de las
diolefinas, la diferencia para alcanzar la temperatura de saturación es
suministrada por la reacción que ocurre dentro del primer reactor (21-R-
2101) con el lecho de catalizadores (Atrapan Impurezas) ya que son
reacciones exotérmicas y saturan a las diolefinas, manteniendo el perfil de
temperatura en el reactor para que no tengan lugar reacciones indeseadas
que puedan generar la polimerización y desulfuración.
Posteriormente la nafta es llevada al segundo reactor (21-R-2102) para la
saturación de olefinas y convertir los compuestos de azufre y nitrógeno, en
sulfuro de hidrógeno (H2S) y amoníaco (NH3) mediante la saturación de
hidrógeno. El cual es inyectado en el lecho de catalizador intermedio para
ayudar a limitar el incremento de la temperatura dentro del reactor, ya que
las reacciones son exotérmicas pero de una manera más severa que en el
primer reactor. La corriente de salida de este reactor es aprovechada por el
sistemas de precalentamiento de carga (21-E-2102 A/B) del mismo, antes de
llegar al calentador (21-E-2101 A/B) y ser enviada a tanques.
37
Posteriormente llega al condensador (21-AF-2101 A/B) para descargar en el
tambor trifásico (21-D-2101) y separar los incondensables, hidrocarburos
líquidos y agua agria. Los incondensables son llevados primeramente a la
torre (21-T-2102) de lavado con agua de condensado frío para la remoción
de amoníaco (NH3), el efluente producido es enviado a la SWS y la corriente
gaseosa pasa a un segundo tratamiento (21-T-2103) con MEA para la
remoción del sulfuro de hidrógeno (H2S), en dicho tratamiento la corriente
gaseosa pasa al sistema del gas de reciclo y la corriente líquida a la ARU.
Mientras que el agua agria (21-D-2101) se envía a la SWS y los
hidrocarburos líquidos a la torre (21-T-2101) de estabilización de nafta para
el despojamiento de los posibles contaminantes aun existentes (H2S y Otros)
mediante el incremento de temperatura (Rehervidor de Fondo, 21-E-2104)
que ayuda a despojar la nafta de los contaminantes, cuya torre cuenta con
una zona de rectificación de flujo en el tope. Donde los vapores de cabecera
son enfriados en el condensador (21-AF-2102) de cabecera antes de llegar al
tambor de cabecera (21-D-2103), en el cual se retira condensado producido
para ser enviado a la SWS, los incondensables hacia la CGP y el
hidrocarburo recolectado regresa al tope de la torre a través de la bomba
(21-P-2102 A/B).
Condiciones de Operación de la Unidad
Entradas: Nafta Craqueada, Hidrogeno (H2), Antioxidante, Condensado, MEA
Pobre.
Salida: Agua Agria (NH3), Sulfuro de Hidrógeno (H2S), MEA Rica, Nafta
Tratada.
38
Variables Operacionales: Temperatura y Presión de los Reactores, Relación
Hidrógeno/Hidrocarburo, Velocidad Espacial del Líquido, Actividad del
Catalizador, Nivel de los Tambores y las Torres.
Emisiones: CO2, NOx, CO y SOx. Producto de los gases de combustión en el
horno.
Carga Mínima: La carga mínima de operación de la unidad es de 60%, donde
el DCS puede tomar control sobre algunos sistemas cuando se opera a la
carga establecida por los técnicos de optimización en relación a la carga
máxima. La capacidad de diseño de la unidad es de 6500 BPD, cuya
capacidad puede ser variada de acuerdo a las condiciones de operación
(Reactor). Teniendo un máximo incremento de hasta 7500 BPD.
Servicios Necesarios: Electricidad, Aire de Instrumentos, Aire de Servicio,
Condensado Frío.
Partes Principales: Tambor de Compensación, Filtros, Intercambiadores de
Calor, Reactores, Condensadores, Ventiladores, Tambor Separador
Trifásico, Torres de Lavado, Torre Estabilizadora, Rehervidor, Tanques de
Almacenamiento de Nafta sin Tratar y Nafta Tratada, Sistema de Inyección
Químicos, Compresor de Reciclo, Bombas, Horno, Instrumentación
Asociada.
39
Descripción del flujo de proceso del sistema de compresión del Gas de
Reciclo
El vapor tratado proveniente del tope del depurador de la Amina (T-2103) se
envía a la succión del compresor de gas de reciclo (C-2101) vía tambor
amortiguador (D-2102). Este tambor protege al C-2101 contra el arrastre de
condensado desde la tratadora de Amina (T-2103). Este líquido se drena al
tambor vaporizador de MEA rica (D-3101) en la Unidad de ARU. Una
pequeña cantidad de gas del tambor de succión se purga a la Planta de Gas
del Coquer (CGP), bajo control de flujo para controlar la pureza del hidrógeno
en el circuito del gas de reciclo. El hidrógeno de reemplazo (99.9 mol %) se
agrega al gas de reciclo en la succión del compresor (C-2101). Este
compensa el consumo de hidrógeno en la reacción de hidrotratamiento y la
pérdida del hidrógeno por la purga de gas en el separador de líquido. El
hidrógeno de reemplazo es suplido de PSA.
La mezcla de gas de reciclo y el hidrógeno de reemplazo es comprimido por
C-2101, para luego ser enviado como gas de reciclo al Reactor de
Saturación de Diolefinas (R-2101), y como hidrógeno fresco para control de
temperatura del Reactor de hidrotratamiento (R-2102), a continuación se
presenta la Figura 4. 1, la cual muestra el Esquema Operativo de la Unidad
NHT.
40
Figura n° Esquema Operativo de la Unidad NHT
41
Síntesis actual
Actualmente la unidad de NHT en especial el compresor C-2101, presentan
fallas que se han registrado en las notas de inspección y en los informes de
trabajo asistido por mantenimiento:
Problemas en la incorporación de mecanismos controladores de
presión tanto en la fase de transporte del gas de alimentación como a
lo largo de la línea. A tal efecto, se contempla la utilización de válvulas
de control en los compresores de gas y en el tambor de compensación
de alimentación, así como en todas las instalaciones que puedan
presentar variaciones en los niveles de presión.
Fallas en el sistema de alarma visible y audible para condiciones
anormales en cualquier etapa del proceso que anuncia variaciones
significativas en los niveles de presión, temperatura o flujo.
Deficiencia en los mecanismos de parada de emergencia, ya que no
están dando resultados automáticos para las unidades de bombeo.
Sistema de detección y monitoreo de H2S con alarma visible y
audible.
Sistema de detección y control de fuego en todas las instalaciones.
42
Requerimientos de Servicios
Los requerimientos de servicios para los procesos llevados a cabo en la
Unidad de Hidrotratamiento de Nafta (NHT), están destinados a suplir las
necesidades de vapor, electricidad, agua, aire de instrumentos y de planta,
nitrógeno y gas natural. La Tabla n° Requerimientos de Servicios presenta
un resumen de las especificaciones de cada servicio y su consumo estimado
en la unidad recuperadora.
Tabla n° Requerimientos de ServiciosServicio Condiciones de
Operación
Consumo
Operación/Máximo
Vapor de Alta Presión450-465 psig, 575-600
ºF44570 /- (lb/hr)
Agua Cruda Tratada 90 psig, 85 ºF 200 /-(gpm)
Aire de
Instrumentación100 psig, 100 ºF 458 /-(lb/hr)
Aire en punto de
condensación100 psig, -40 ºF 23.000 / 35.000 (lb/hr)
Nitrógeno (99,5% N2,
mínimo)100 psig, 80 ºF 13 (lb/hr)
Gas Combustible - 136 / 315 (lb/hr)
Electricidad - 308,8 / 390,4 (KW)
Fuente: Cerro Negro Joint Venture. Jose Upgrader Project. Jose, Venezuela, 1997
43
Análisis de modo, efectos y criticidad en los componentes del
compresor C-2101 de gas, con el fin de proporcionar bases para
solventar el problema.
El análisis de criticidad, de modo y efectos de fallas en los componentes
críticos del compresor C-2101 de gas se proyecta en función del diagnóstico
actual y total con el monitoreo del equipo, uso de la matriz de criticidad y las
metodología DS (Dinámica de Sistemas) en el intento de hacer entender la
estructura básica del sistema, y así entender el comportamiento que produce
a cada componente.
Las técnicas de análisis de riesgo empleadas representan un impacto
adverso para la Unidad NHT, identificando los escenarios de mayor riesgo y
emitiendo acciones de recomendación tendientes a minimizar el mismo. El
principio de este estudio de riesgo, está basado en encontrar respuesta a
tres interrogantes:
1) ¿Qué puede salir mal?
2) ¿Qué tan frecuente es? y
3) ¿Cuáles son sus efectos?
Analizando y entendiendo la respuesta a estas preguntas, podemos entender
los riesgos y diseñar mejores acciones para la prevención y control,
planteadas en la Fase III. Sin embargo, en la mayoría de los casos, las
acciones recomendadas hoy día dentro del Mejorador Petromonagas, S.A.
se quedan así, sólo en recomendaciones ya que en la mayoría de los casos
44
no son implementadas o no se les da seguimiento para validar el impacto
real en la disminución del riesgo (COMIMSA, 2008).
La Figura n° representa el diagrama generalizado de la metodología de
análisis de modos de fallas y sus efectos.
Figura n° Diagrama de la metodología de análisis de modos de falla y sus efectos.
No obstante, en base al diagnóstico del equipo: “Compresor C-2101” se tiene
la secuencia entre el diagnóstico, su consecuencia y el riesgo probable:
45
Cuadro n° Metodología de análisis de modos de falla y sus efectosCONDICION
ACTUALINSPECCION
VISUALDIAGNÓSTICO CONSECUENCIA
RIESGO AMBIENTAL Y LABORAL
Actualmente operando a su máxima capacidad para cumplir lo requerido por la planta. Presenta deterioro en ciertas áreas.
Cabina de aislamiento acústico
Corrosión y oxidación por condiciones ambientales y procesos industriales
Probabilidad de fallas que afectaría a la unidad en su totalidad y por consiguiente al Mejorador.
Es necesario el mantenimiento del equipo para tener garantizado la operatividad del mismo. El deterioro y el mal estado de algunas partes del compresor corre el riego de producirse fugas y bajar la capacidad requerida para el tratamiento en la unidad NHT. Pérdidas económicas que desestabilizan los presupuestos preestablecidos. Daños a lazos de área asociados al compresor. Accidentes a personal operario que se encuentren cerca al ocurrir una falla. Contaminación de las áreas cercanas por el bote de agentes físicos y químicos que se producen ante las fallas.
Carcasa-Óxido-Falta de mantenimiento
Conexiones generals al sistema total.
Mal estado
De este modelo se obtiene la información de control de riesgo y aplicación
del plan de mantenimiento propuesto que sigue a continuación:
46
Tabla n° Compresor 21-C-2101 - NHT
COMPRESOR. PM-T 10003 COMPRESOR CENTRIFUGO MULTIETAPAS. 21-C-2101 – NHT.
Componentes PMLabor- horas
¿Requiere Equipo
Fuera de Servicio?
¿Requiere Planta
Fuera de Servicio?
Resp
FRECUENCIA
D 0.25M 1M 1,5M 3M 4M 6M 10A
Actividades administrativas iniciales
0.18 NO NO M
Realizar evaluación (flujos, temperaturas, diagrama pv, vibraciones, etc.).
3 NO NO C
Chequear preventivamente el funcionamiento de la instrumentación asociada al sistema antioleaje.
2 NO NO M
Verificar la condición de las trampas de condensado. Limpiar/reparar/reemplazar en caso de ser necesario.
2.5 NO NO M
Chequear la operatividad de las válvulas de succión y descarga del compresor.
0,5 NO NO M
Verificar la operatividad del sistema antioleaje (c. / 5 años)
3 NO SI C-M
47
COMPRESOR. PM-T 10003 CONT. COMPRESOR CENTRIFUGO MULTIETAPAS. 21-C-2101 – NHT.
Componentes PMLabor- horas
¿Requiere Equipo
Fuera de Servicio?
¿Requiere Planta
Fuera de Servicio?
Resp
FRECUENCIA
D0.25
M1M 1,5M 3M 4M 6M 10A
Recircular aceite a través del purificador portátil.
48 NO NO M
Tomar una muestra del aceite lubricante y realizar análisis de viscosidad, tan, tbn, % de agua y sólidos en suspensión (cromatografía).
0.4 NO NO P
Registro/colección de data de vibración.
0,33 NO NO M
Verificar el ajuste de los anclajes.
0,25 NO NO M
Drenar el tanque reservorio y verificar condición del aceite y cantidad de agua.
0,83 NO NO P
Surveillance 0,83 NO NO S
Inspección preventiva (overhaul).
720 NO SI/NO C/M
Actividades administrativas finales
0.18 NO NO M
Total Labor-Horas por Periodo 0,83 0,83 0,5 0,33 52,08 0,5 54,08 723Total Labor-Horas Anuales 302,95 43,16 4,5 1,98 156,24 1,5 108,16 72,3
Responsables: M: Mantenimiento S: Surveillance C: Confiabilidad P: ProducciónNº de Equipos: 1
Total Labor Horas Anuales: 690,79
Expectativa10 AÑOS
Tiempo en el cual se espera que el compresor funcione sin presencia de fallas funcionales, con una estrategia de equipos implementada (no considera el mantenimiento mayor).
48
Los criterios para la ponderación de la categoría de frecuencia de ocurrencia
del modo de falla, son los mostrados en la Figura n° Riesgo Residual de la
Estrategia.
Figura n° Riesgo Residual de la Estrategia
Estas consideraciones fueron basadas según lo descrito en el Cuadro n°
Análisis para las Categorías de Frecuencias se describe de manera simple
un análisis según los requerimientos del equipo y el cumplimiento con las
normativas:
Cuadro n° Análisis para las Categorías de FrecuenciasCategoría Cuantitativo Cualitativo
ALTA >1 en 10 añosEl evento se ha presentado o puede presentarse
en los próximos 10 años
MEDIA1 en 10 años a
1 en 100 años
Puede ocurrir al menos una vez en la vida de las
instalaciones
BAJA1 en 100 años a
1 en 1000 años
Concebible; nunca ha sucedido en el centro de
trabajo, pero probablemente ha ocurrido en alguna
instalación similar
REMOTA <1 en 1000 años Esencialmente imposible. No es realista que ocurra
Fuente: Estudios de riesgo. Rev. 0, de fecha 05-enero-2008.
49
El diagrama mostrado señala y confirma que la unidad NHT padece de una
problemática relacionada a las paradas en tiempo real del compresor C-
2101, ocasionadas por fallas que evidentemente podrían ser reducidas o
inocurrentes si existiera una mejor gestión de mantenimiento tanto predictivo
como preventivo para así reducir pérdidas reflejadas en el incremento de las
horas–hombres en mantenimiento correctivos, alto costo tras el reemplazo
de sello mecánico, pérdidas económicas debido a paradas no programadas a
NHT que han sido valoradas en 153MM$, emisiones de gases con alto
contenido tóxico al ambiente y, riesgos operacionales tras el “paro
emergente” a equipos que reducen su vida útil, así como también
sobrepresión en tuberías por condiciones anormales, aceleración de equipos
rotativos por descontrol del proceso, entre otros.
50
Plan de mantenimiento predictivo y preventivo al compresor C-2101 de
gas reciclo de la Unidad de Hidrotratamiento de Nafta que pueda
mejorar su operatividad.
El Cuadro n° que se muestra a continuación describe el plan ajustado a las
necesidades y reportes del compresor C-2101, las actividades de
mantenimiento para prevenir o mitigar los modos de fallas de cada
mecanismo de degradación según cada situación.
Cuadro n° Plan de Mantenimiento C-2101
MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación:
LIQUID SLUGGING
(LIQUIDO PASTOSO/PESADO EN EL GAS DE PROCESO - GOLPE POR LIQUIDO)
1.Alta vibración radial (desbalance).2.Pérdida de capacidad.3.Daños en los alabes guías de succión y en las venas de los impulsores.4.Alta vibración axial (desplazamiento axial).
1.Limpieza de coladores.2.Vigilar condiciones del gas de proceso.3.Drenar knock out drum.4.Mantenimiento preventivo de los equipos sensores de vibración.5.Mantener un registro de la caída de presión en los coladores.6.Mantenimiento preventivo a las trampas del tambor de succión.7.Mantenimiento preventivo a los dispositivos de control de nivel de líquido en el tambor.8.Mantenimiento preventivo al sistema de trazas de las líneas de succión de los compresores.
EDD's-Mecanismos de Degradación:
EXTENDED COMPRESSOR SURGING
(COMPRESOR EN OLEAJE POR UN LARGO PERIODO)
1.Alta vibración radial / axial.2.Daños en cojinetes radiales y de empuje.3.Daños en sellos interetapas y sellos mecánicos.4.Daños en rotor y difusores ò diafragmas.5.Destrucción del equipo.
1.Mantenimiento preventivo a la instrumentación del mecanismo antioleaje.2.Vigilar las condiciones de proceso (taponamientos, restricciones en la descarga, bloqueos, etc.).3.Mantenimiento preventivo a la válvula del sistema de venteo.4.Mantener un registro de los diferenciales de presión en los circuitos a la descarga del compresor.5.Mantenimiento preventivo a la protección por vibración, asegurar su funcionamiento.6.Mantenimiento preventivo a las alarmas por bajo flujo.7.Monitorear el desempeño del compresor y verificar sus
51
condiciones de funcionamiento.Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación
OPERATION OUTSIDE DESIGN ENVELOPE (OPERACIÓN DEL COMPRESOR FUERA DE SU RANGO DE DISEÑO)
1.Alta vibración.2.Falla del rotor (impulsores, eje, asientos de cojinetes, etc.).3.Falla de los cojinetes radiales y de empuje.4.Falla de sellos mecánicos.5.Roce interno de componentes estáticos con rotativos.6.Degradación del aceite de lubricación por alta temperatura en la succión ò descarga.7.Rotura de componentes internos por baja temperatura en la succión.8.Fugas por el casco por alta ò baja presión diferencial.9.Oleaje ò estrangulamiento por operar con ratas de flujo variables (alta ò bajas).
1.Monitorear el desempeño del compresor y verificar sus condiciones de funcionamiento.2.Mantenimiento preventivo al sistema de protección por sobrevelocidad.3.Mantenimiento preventivo al sistema de protección por baja temperatura en la succión y alta temperatura en la descarga.4.Mantenimiento preventivo para garantizar la confiabilidad de la alarmas de los componentes críticos.5.Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).6.Mantener un registro de los diferenciales de presión del sistema de gas de sello y reemplazar los cartuchos de los filtros cuando el diferencial este cercano al punto de alarma.7.Monitorear los valores e temperatura en los cojinetes radiales (journal bearing) y en los cojinetes de empuje activo e inactivo (thrust bearing).8.Mantenimiento preventivo a la instrumentación del mecanismo antioleaje.9.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcasa del compresor, caja de engranajes y motor.10. Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.
EDD's-Mecanismos de Degradación
INTERNAL FOULING (SUCIEDAD INTERNA)
1.Pérdida de capacidad.2.Vibración por desbalance.3.Daños en cojinetes radiales y de empuje.4.Fallas en los sellos mecánicos.5.Vibración axial.
1.Plan de mantenimiento preventivo basado tiempo (frecuencia fija) para lavado en línea.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento del compresor donde se debe observar las condiciones de gas de proceso y su impacto en el funcionamiento del compresor.3.Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).4. Inspeccionar durante cada mantenimiento mayor la condición del empaque de la cámara de expansión para deshidratar el gas (knockout drum).5.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.6.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.7. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.8.Mantenimiento preventivo al sistema de válvulas para el lavado / limpieza del compresor en línea, asegurar su correcto funcionamiento.
52
Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación INTERNAL CORROSION/EROSION.(CORROSION/EROSION INTERNA).
1.Vibración por desbalance.2.Falla de los cojinetes radiales y/o de empuje.3.Falla de los sellos mecánicos4.Daños en los impulsores y/o diafragmas.
1.Establecer un plan de mantenimiento preventivo basado tiempo (frecuencia fija) para lavado en línea para evitar concentración y/o depósitos de constituyentes corrosivos ó erosivos en el interior del compresor.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento del compresor donde se debe observar las condiciones de gas de proceso y su impacto en el funcionamiento del compresor.3.Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).4.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.5.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.6. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.7.Mantenimiento preventivo al sistema de válvulas para el lavado / limpieza del compresor en línea, asegurar su correcto funcionamiento.8.Realizar anualmente prueba de capacidad al compresor y comparar contra su curva característica para evaluar su desempeño (consumo de potencia, flujo manejado, presión diferencial inter-etapa, etc.).9.Verificar en la data sheet del equipo que este ha sido seleccionado con una metalurgia y/o recubrimiento adecuado para el tipo de fluido de proceso que maneja.10. Mantenimiento preventivo para garantizar su funcionamiento eficiente al sistema de inyección de inhibidor.
EDD's-Mecanismos de Degradación DEGRADATION OF LUBE OIL (PERDIDA DE LAS PROPIEDADES DEL ACEITE LUBRICANTES )1.Daños en los cojinetes radiales y de empuje.2.Daños en los sellos mecánicos.3.Daños en el rotor en área de soporte de cojinetes radiales y de empuje.4.Daños en componentes internos por roce.
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.4.Mantener un registro actualizado de las condiciones de funcionamiento del sistema de lubricación.5.Realizar pruebas de la condición del aceite lubricante (% ó ppm de agua, sólidos en suspensión, tbn, tan, viscosidad, etc.) Con una frecuencia de cada tres meses en su etapa inicial.6.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes y motor.7.Mantener un registro actualizado de las condiciones de funcionamiento y rotación de los enfriadores de aceite y asegurar que estos trabajen eficientemente.8.Mantener un programa actualizado de la rotación e instalación del purificador portátil.9.Mantenimiento preventivo de los dispositivos del tanque reservorio para mantener la calidad del aceite de lubricación (calentadores, drenajes, etc.).
Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
53
MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación RADIAL BEARING FAILURE(FALLA DEL COJINETE RADIAL).1.Daños en el eje a nivel del área soporte de los cojinetes radiales.2.Roce en componentes internos (impulsores / diafragmas).3.Daños en los sellos mecánicos.4.Daños en los sellos de aceite de la caja de cojinetes.5.Daños en los sellos interetapas.
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.4.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento) y motor.5.Realizar anualmente prueba de capacidad al compresor y comparar contra su curva característica para evaluar su desempeño (consumo de potencia, flujo manejado, presión diferencial inter-etapa, etc.).6.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes radiales.7.Mantener un monitoreo de las condiciones de aceite de lubricación que entra y sale de los cojinetes radiales (presión, temperatura, consistencia, ppm de agua, etc.).8.Mantener actualizado el plan de rotación de las bombas de lubricación y asegurarse de que la que esta en condición de spare este en posición automático.
EDD's-Mecanismos de Degradación THRUST BEARING FAILURE (FALLA DE LOS COJINETES DE EMPUJE)
1.Daños en el eje a nivel del disco de soporte de los cojinetes de empuje (activo e inactivo).2.Daños en el acoplamiento.3.Roce en componentes internos (impulsores / diafragmas).4.Daños en los sellos mecánicos.
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.4.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos y motor.5.Realizar anualmente prueba de capacidad al compresor y comparar contra su curva característica para evaluar su desempeño (consumo de potencia, flujo manejado, presión diferencial inter-etapa, etc.).6.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes de empuje (lado activo e inactivo).7.Mantener un monitoreo de las condiciones de aceite de lubricación que entra y sale de los cojinetes axiales (presión, temperatura, consistencia, ppm de agua, etc.).8.Mantener actualizado el plan de rotación de las bombas de lubricación y asegurarse de que la que está en condición de spare este en posición automático.
Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
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MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación DRY GAS SEAL FAILURE (FALLA DEL SELLO SECO DE GAS).
1.Fuga de gas hacia el exterior.2.Daños en los sellos mecánicos.3.Parada imprevista (no programada) de la unidad.4.Falla menor del sello (suciedad de las caras)
1.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.2. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.3.Mantener un registro actualizado (surveillance) de las condiciones de hermeticidad, presión de gas, flujo de venteo, etc. De los sellos mecánicos secos (lado acoplamiento y lado libre).4.Mantenimiento preventivo para garantizar la confiabilidad de la alarmas y los disparos de la unidad.5.Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).6.Mantener un registro de los diferenciales de presión del sistema de gas de sello y reemplazar los cartuchos de los filtros cuando el diferencial este cercano al punto de alarma.7.Verificar con las hojas de especificaciones (data sheet) que la selección de los sellos secundarios (elastomeros) de los sellos mecánicos secos son compatibles con el gas de proceso y el gas de amortiguamiento (buffer).8.Mantenimiento preventivo al sistema de gas de amortiguamiento (buffer) para garantizar que este siempre este limpio.
EDD's-Mecanismos de Degradación ROTOR HIGH VIBRATION (ALTA VIBRACION DEL ROTOR).
1.Daños en cojinetes radiales por desbalance.2.Daños en cojinetes de empuje y acoplamiento por desalineación.3.Falla de los sellos mecánicos.
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3.Plan de mantenimiento preventivo basado tiempo (frecuencia fija) para lavado en línea.4.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos y motor.5.Realizar anualmente prueba de capacidad al compresor y comparar contra su curva característica para evaluar su desempeño (consumo de potencia, flujo manejado, presión diferencial inter-etapa, etc.).6.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes de empuje (lado activo e inactivo).7.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento del compresor donde se debe observar las condiciones de gas de proceso y su impacto en el funcionamiento del compresor (en que punto de la curva de funcionamiento esta trabajando - curva del sistema vs curva del compresor).8.Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).
Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
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MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación IMPELLER FAILURE (FALLA DE LOS IMPULSORES).1.Alta vibración por desbalance.2.Daños en los cojinetes radiales y de empuje.3.Falla del rotor (impulsores, eje, asientos de cojinetes, etc.).
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3.Plan de mantenimiento preventivo basado tiempo (frecuencia fija) para lavado en línea lo cual evitaría la concentración y/o depósitos de constituyentes corrosivos ó erosivos en el interior del compresor.4.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos y motor.5.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes de empuje (lado activo e inactivo).6.Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).7. Inspeccionar durante el mantenimiento mayor la integridad de los impulsores mediante el uso de técnicas de ensayos no destructivos, preferiblemente ejecutar los ensayos que recomiende el fabricante.
EDD's-Mecanismos de Degradación SHAFT FATIGUE (FATIGA DEL EJE).1.Daños en los cojinetes radiales y de empuje.2.Falla de los sellos mecánicos.3.Falla del rotor (impulsores, eje, asientos de cojinetes, etc.).4.Alta vibración radial y axial.5.Daños en el acoplamiento.6.Desplazamiento axial del rotor.7.Vibración causada por desbalance.8.Fractura del eje.
1. Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2. Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3. Plan de mantenimiento preventivo basado tiempo (frecuencia fija) para lavado en línea lo cual evitaría la concentración y/o depósitos de constituyentes corrosivos ó erosivos en el interior del compresor.4. Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos y motor.5. Realizar anualmente prueba de capacidad al compresor y comparar contra su curva característica para evaluar su desempeño (consumo de potencia, flujo manejado, presión diferencial inter-etapa, etc.).6. Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes de empuje (lado activo e inactivo).7. Monitoreo de las condiciones de funcionamiento del compresor (condiciones de gas de proceso y su impacto, curva del sistema vs curva del compresor).8. Realizar pruebas y seguimiento a las condiciones de operación bajo las cuales está funcionando el compresor (cromatografía de gas, peso molecular, humedad, flujos, etc.).9. Inspeccionar durante el mantenimiento mayor del compresor la integridad del eje especialmente en el área de apoyo de los cojinetes radiales, el área de los sellos de laberinto inter-etapas, el área de trabajo de los sellos secundarios de los sellos mecánicos secos, el área de soporte del disco de empuje, el área de trabajo de la masa del acoplamiento (hub), etc. Esta inspección se debe realizar mediante el uso de técnicas de ensayos no destructivos de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
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MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación LUBRICATED COUPLING FAILURE (FALLA DE ACOPLAMIENTO LUBRICADO)1.Valores de vibración radial altos (desalineación).2.Cargas axiales altas3.Alta temperatura en los cojinetes radiales y axiales.4.Rotura de laminas del acople por fatiga.5.Flojedad en pernos y bujes.6.Ruido en el acoplamiento.7.Falla menor del sello mecánico seco (suciedad en las caras).
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos, tuberías de entrada y salida de lubricante y motor.3.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes radiales (lado acoplamiento y lado libre) y de empuje (lado activo e inactivo).4.Mantener un histórico de los valores de vibración radiales y axiales y analizar la tendencia de estas para identificar fallas incipientes.5.Verificar durante el mantenimiento mayor de este equipo la condición de los elementos que conforman el acoplamiento (unidad espaciadora, tornillería, elemento flexible, shim, etc.).6.Realizar la alineación de estos equipos de acuerdo a lo establecido y recomendado por el fabricante en cuanto al método, valores de crecimiento térmico, ajustes de la tornillería y juego axial.7.Mantenimiento preventivo al sistema de venteo del protector del acoplamiento, garantizar que este no presente obstrucciones a la salida de los vapores de aceite al exterior.8. Inspeccionar el flujo de aceite de lubricación hacia el acoplamiento durante los trabajos de mantenimiento mayor.
EDD's-Mecanismos de Degradación SEAL GAS SYSTEM FAILURE BUFFER/BARRIER (FALLA DEL SISTEMA DE GAS DE SELLO COMPENSADOR/BARRERA)1.Fuga de gas hacia el exterior.2.Daños en los sellos mecánicos.3.Alto diferencial de presión en el sistema de gas de compensación (buffer).4.Alto diferencial de presión en el sistema de gas de barrera (barrier).5.Alta temperatura del sello.6.Falla menor del sello (suciedad)
1.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento del sistema de inyección de gas de amortiguamiento (buffer) de los sellos mecánicos secos.2. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.3.Mantener un registro actualizado (surveillance) de las condiciones de hermeticidad, presión de gas, flujo de venteo, etc. De los sellos mecánicos secos (lado acoplamiento y lado libre).4.Mantenimiento preventivo para garantizar la confiabilidad de la alarmas del sistema de gas de amortiguamiento (buffer).5.Mantener un registro de los diferenciales de presión del sistema de gas de sello y reemplazar los cartuchos de los filtros cuando el diferencial este cercano al punto de alarma.6.Mantenimiento preventivo al sistema de gas de amortiguamiento (buffer) para garantizar que este siempre este limpio.
Cont. Plan de Mantenimiento C-2101
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MODOS DE FALLA ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO
EDD's-Mecanismos de Degradación NON-LUBRICATED COUPLING FAILURE (FALLA DE ACOPLAMIENTO NO LUBRICADO).1.Fractura de elementos flexibles por alta vibración.2.Falla del acoplamiento.3.Daños en la unidad espaciadora por ambiente corrosivo.4.Ruido / resonancia en el acoplamiento por excesivo desplazamiento axial.
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos y motor.3.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes radiales (lado acoplamiento y lado libre) y de empuje (lado activo e inactivo).4.Mantener un histórico de los valores de vibración radiales y axiales y analizar la tendencia de estas para identificar fallas incipientes.5.Verificar durante el mantenimiento mayor de este equipo la condición de los elementos que conforman el acoplamiento (unidad espaciadora, tornillería, elemento flexible, shim, etc.).6.Realizar la alineación de estos equipos de acuerdo a lo establecido y recomendado por el fabricante en cuanto al método, valores de crecimiento térmico, ajustes de la tornillería y juego axial.
EDD's-Mecanismos de Degradación FOREIGN OBJECT DAMAGE (DAÑOS POR OBJETOS EXTRAÑOS DIFERENTES AL FLUIDO DE PROCESO: EMPAQUE, MALLA, ETC).1.Rotura de componentes internos (impulsores, diafragmas, etc.).2.Altas vibraciones radiales por desbalance.3.Daños en los cojinetes radiales y de empuje.4.Falla de sellos mecánicos.5.Daños en el acoplamiento.6.Resonancia y ruido.
1.Mantenimiento preventivo a los sistemas de alerta y disparo por vibración, desplazamiento axial y temperatura.2.Monitoreo de las condiciones de funcionamiento de los sellos mecánicos secos.3. Inspeccionar el funcionamiento eficiente de los medidores de flujo (flowmeter) instalados en los venteos de los sellos mecánicos secos.4.Mantener un registro actualizado (surveillance) de los ruidos, fugas y temperaturas en la carcaza del compresor, caja de engranajes, cajas de cojinetes (lado libre y lado acoplamiento), acoplamientos y motor.5.Realizar anualmente prueba de capacidad al compresor y comparar contra su curva característica para evaluar su desempeño (consumo de potencia, flujo manejado, presión diferencial inter-etapa, etc.).6.Mantener un registro actualizado (optimización de recursos) de las condiciones de funcionamiento de los cojinetes radiales (lado acoplamiento y lado libre) y de empuje (lado activo e inactivo) así como de los valores de vibración radial y axial.7.Monitoreo continuo a los coladores y/o filtros para garantizar que cualquier objeto extraño proveniente de la planta diferente al gas de proceso pueda ingresar a la parte interna del compresor.8.Realizar lavado y limpieza tanto de las líneas como de los coladores / filtros de la succión de estos equipos durante los trabajos de mantenimiento mayor.
58
El Cuadro n° Plan de Mantenimiento C-2101 permite conocer paso a paso el
plan de mantenimiento resultado de la investigación realizada según
observaciones, sugerencias de expertos, mejores prácticas de servicio, entre
otros, las pautas allí señaladas permiten garantizar el funcionamiento del equipo
y la continuidad operacional de toda la unidad asociada, dando uso propio de
los recursos que ya existen en el mejorador.
Análisis costo-beneficio para determinar la factibilidad técnico -
económica del proyecto
La empresa Petromonagas, S.A., actualmente es uno de los Mejoradores de
Crudo mejor consolidado, con un agremiado grupo de especialistas y un
determinante stock de materiales, herramientas, equipos, repuestos e
instrumentos, que permiten responder ante la aplicación del “Plan de
mantenimiento predictivo y preventivo al compresor C-2101 de gas reciclo de la
Unidad de Hidrotratamiento de Nafta y así mejorar su operatividad”.
Análisis Costo / Beneficio
En tal sentido, se puede decir que este proyecto contempla una excelente
relación costo beneficio por cuanto no existe un costo extraordinario o inversión
ya que sólo deberán considerarse las horas hombres
Para la aplicación de dicho Plan, se requiere:
Constante vigilancia, inspección y control (monitoreo)
59
Especialistas:
Existe dentro de la empresa un departamento de Inspección, el cual está
integrado por personal altamente calificado, adiestrado y formado con cursos y
estudios especializado que los hace capaces en la toma de decisiones y en la
emisión de sugerencias.
Se requiere desarrollar un esquema de actividades y asignaciones para que
este personal mantenga la un frecuente monitoreo sobre el compresos C-2101.
Se propone que en su rutina semanal de asignaciones el personal haga
recorrido y al menos dos (02) visitas semanales, genere un informe con el
reporte de lo observado.
No obstante, el renglón de especialistas para el monitoreo y la prevención de
fallas está libre de gastos extraordinarios. De ser un personal catalogado como
nómina mayor que deba realizar esta actividad no sugiere pagos adicionales en
horarios extendidos. Si por el contrario, el personal que esté a cargo de la
inspección dispone de horas fuera de su itinerario previo, es nómina diaria o
mensual menor, se deberá cancelar en su depósito de nómina lo
correspondiente a las horas trabajadas según el turno asignado. Sumado a este
costo se debe asignar transporte especial en cualquiera de estos casos así
como también lo correspondiente a su servicio alimenticio.
Equipos:
Es necesario que el personal que desarrolle las jornadas preventivas emplee
una cámara aprobada y permitida por el departamento de seguridad. Condición
60
que está totalmente condicionada en la actualidad, ya que el departamento
cuenta con tres (03) cámaras fotográficas digitales que facilitan dicha gestión.
Además, para ejecutar rutinas de inspección, seguimiento y control se requieren
de equipos como: lector de vibraciones, cromatografía de gas, existencia de
humedad, y verificación de flujos. Actividades que pueden ser cabalmente
cumplidas con el apoyo del departamento de confiabilidad que posee equipos
especiales para la toma de vibraciones.
Atención a fallas: Desmontaje y montaje.
Cuando el equipo refleja una condición anormal y debe salir de servicio, el
procedimiento para el desarme está al alcance pleno por el personal de
mantenimiento. Tal grupo de trabajo cuenta con las herramientas y equipos de
desmontaje. En tal sentido el personal de mantenimiento cuenta con:
Montacargas de hasta 20 toneladas.
Herramientas para ensamble y desensamble.
Herramientas electrónicas y software para el diagnóstico y
documentación (computador, cámara fotográfica, etc.)
Tornos verticales y horizontales.
Camión Plataforma 350
Camión Plataforma 750
Torquímetros de 500 Nm
Máquinas de soldar.
Fresadora.
61
Una de las ventajas más resaltantes dentro del control de las repuestas ante las
fallas por los integrantes de todos los departamentos propios del Mejorador
además de su certificación como especialistas es que ya todos han sido
previamente calificados y conocen detalladamente los parámetros que se deben
cumplir y hacer cumplir durante cada actividad como lo son:
Análisis de Riesgos del Trabajo, Norma PDVSA IR-S-17.
Sistema de Permisos de Trabajo, Norma PDVSA IR-S-04.
Procedimientos de Trabajo, Norma PDVSA SI-S-20.
Control de Fuentes de Energía, Norma PDVSA SI-S-28
Siempre considerando un esquema de trabajo esquematizado para el paso a
paso según cada equipo. En este caso:
Diagnóstico Inicial, inspección e desarme.
Mantenimiento de la puesta a tierra.
Arreglos al sistema de ventilación.
Mantenimiento a caja de conexiones.
Servicio al motor.
Reparaciones o reemplazo de cojinetes de deslizamiento.
Reparaciones Mecánicas.
Reconstrucción de Ejes.
Encamisado de Cajeras.
Reparación de Rotores de Jaula de Ardilla.
Reparación Bases de Motores.
Reconstrucción de guías de tapa.
Balanceo Dinámico de Rotores.
Rebobinado de Motores.
Reemplazo de Cuñas de Cierre De Estatores.
62
Reparación del Laminado del Estator – Reubicación del 100% de las
laminaciones.
Actividades Generales: armado, pintura y pruebas de aceptación final.
Tras este esquema de trabajo los responsables de las actividades deberán
según lo que requiera el compresor por la falla sufrida atacar directamente el
punto en cuestión.
Finalmente es completamente descriptible cuan posible es el desarrollo del plan
de mantenimiento esquematizado en el segmento del resultado anterior pues
los materiales y especialistas están aptos y capacitados para dar respuesta a
las averías.
En el caso de compras de repuestos para el reemplazo o reparación se cuenta
con un control de materiales que existe en el almacén del Mejorador. En caso
de no existir en stock tal material, empacaduras, conexiones o cualquier otro, se
hace un llamado al departamento de PROCURA, que hace contacto directo e
inmediato con proveedores.
El siguiente Cuadro n° Relación costo – beneficio según la necesidad de
Recursos muestra de manera resumida si los recursos que se necesitan para la
aplicación del plan señalado están en el Mejorador a pronto alcance,
disminuyendo así la solicitud de compra, o alquiler.
Cuadro n° Relación costo – beneficio según la necesidad de RecursosAnálisis Costo Beneficio Costos Beneficios
RECURSO NO EXISTENTE EXISTENTEPersonal especialista N/A SIPersonal de mantenimiento N/A SIEquipos para desarrollar los trabajos (maquinarias, instrumentos, herramientas y más)
N/A SI
NECESIDAD: Ninguna (0) Todos
63
COSTOS = 0 BENEFICIOS > COSTOS.
En vista de que los recursos requeridos para la aplicación del plan están
presentes o son propiedad del Mejorador asegura la factibilidad económica del
mismo, y representa un proyecto que sólo busca beneficiar el proceso que ahí
se desarrolla permitiendo hacer uso, control y orden de todos los que influyen
en las mejoras necesarias para que el compresor C-2101, la unidad NHT, y
además la producción general del crudo mejorado aumente en efectividad.
64
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
Día a día los procesos desarrollados dentro del Mejorador Petromonagas, S.A.,
se hacen más importante tras el deber en el cumplimiento con las normas y
especificaciones de PDVSA, el Ambiente, Covenin, y más. La Unidad 21 del
mejorador NHT (Unidad de Hidrotratamiento de Nafta) está diseñada para
saturar olefinas y diolefinas, y desulfurizar parcialmente la nafta de alimentación
la cual es suministrada por la planta de gas de Coquer (CGP), constituida por
dos reactores, uno de saturación de diolefinas y el segundo de hidrotratamiento,
un compresor de reciclo y una torre estabilizadora, dicho compresor C-2101 ha
estado sufriendo paradas repentinas que conducen a diversas pérdidas y junto
al factor tiempo han generado cambios entre su nivel de diseño y su nivel de
operación.
La Unidad de Hidrotratamiento de Nafta del complejo Mejorador de crudo
extrapesado, tiene como objetivo principal, la saturación de diolefinas y olefinas
presentes en la corriente de nafta craqueada, y, de igual manera la reacción de
hidrotratamiento permite la remoción de un alto porcentaje del azufre contenido
en este producto. Se pudo confirmar con el diagnóstico de la situación actual y
el análisis de modo, efectos y criticidad que una de las principales
características de la nafta craqueada es la presencia de olefinas y diolefinas a
raíz del craqueo térmico pues estos compuestos son de olor pestilente y tienden
a degradarse en presencia de oxígeno, formando a través de los sucesos de
fallas cierta cantidad de compuestos gomosos que afectan el color del producto.
Adicionalmente, se presume que la nafta craqueada por su alto contenido de
azufre orgánico, afectaría la calidad final de los productos refinados de no ser
removido en la unidad de hidrotratamiento.
65
Aunque existen muchos factores que afectan las reacciones de
hidrotratamiento, las variables más importantes son las relacionadas con la
carga, las condiciones de operación (temperatura, velocidad espacial, presión
parcial de hidrogeno y relación hidrógeno/carga) y el catalizador. Estas
variables generalizan lo importante que es mantener en control todo lo
concerniente al compresor C-2101, que puede ser considerado el corazón de la
unidad NHT.
La combinación estructural entre el diseño y la operatividad del compresor C-
2101, según el análisis modo, efectos y criticidad de sus componentes, señala
que el gas tratado proveniente del tope del depurador de Amina (T-2103) se
envía a la succión del Compresor de gas de reciclo (C-2101) vía tambor
amortiguador (D-2102) no obstante ante las variaciones presentes y el tiempo
de uso del compresor, este tambor le protege contra el arrastre de condensado
desde la tratadora de Amina (T-2103) previendo que este líquido se drena al
tambor vaporizador de MEA Rica (D-3101) en la Unidad de ARU. Una pequeña
cantidad de gas del tambor de succión se purga a la Planta de Gas del Coquer
(CGP), bajo control de flujo para controlar la pureza del hidrógeno en el circuito
del gas de reciclo, haciendo netamente necesario aumentar la confiabilidad del
equipo para garantizar el proceso a través de mantenimientos predictivos y
preventivos con responsabilidades compartidas entre los departamentos
confiabilidad, inspección y mantenimiento.
En el plan propuesto, se señalan las acciones en respuesta a fallas presentes
ya determinadas, son consideradas imprescindibles para mantener la
continuidad operacional, eficacia y eficiencia del equipo. Los renglones
correspondientes a una acción predictiva o preventiva agrandan a las
probabilidades de un equipo con mayor tiempo de vida útil, menos generación
de fallas y por consiguiente, menor cantidad de pérdidas.
66
Recomendaciones
Focalizar las ideas planteadas dentro de este informe para que se estructure un
listado de roles y responsabilidades con los especialistas en cuestión y así
ejecutar tal plan de mantenimiento que atienda de manera precisa y puntual al
compresor C-2101, y evitar las rupturas en su funcionamiento que afectan el
diseño del mismo.
Realizar trimestralmente un análisis a los reportes de la unidad NHT, verificar
cuales son del compresor C-2101 y emitir recomendaciones y cambios al plan
de ser necesarios de manera inmediata, para controlar las variables que estén
fuera de rango y velar porque todas las condiciones de operación sean las
ideales, ya que este compresor es el punto focal de dicha unidad.
Dar seguimiento y control a estudios como estos que según los cambios dentro
de los procesos previos a la unidad NHT puedan modificar las condiciones
operacionales ya consideradas. Es indispensable medir la aplicación de las
estrategias planteadas para analizar su aporte y garantizar que los
departamentos involucrados estén efectuando sus cuidados al compresor,
apoyando a la necesidad de cuidar al equipo y mantener el tiempo de vida útil.
ANEXOS
68
Anexo n° Condiciones físicas del compresor C-2101
69
Anexo n° Desmontaje del eje y el barril.
70
Anexo n° . Vistas del Compresor C-2101
71
Anexo n° . Vistas del Compresor C-2101
72
Anexo n° . Vistas del Compresor C-2101
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