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II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
Tema:
“ANÁLISIS DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
EL BLOQUE 16 DE REPSOL, A FIN DE DETERMINAR LOS
PROBLEMAS OPERACIONALES Y ESTABLECER
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PARA HACER MÁS
EFICIENTE AL SISTEMA”
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
Autor:
Luis Ignacio Espín Tapia
Director de tesis: Ing. Patricio Jaramillo
Quito – Ecuador
2011
III
DECLARACIÓN
Del contenido de la presente tesis se responsabiliza el señor LUIS IGNACIO ESPÍN
TAPIA, todo el contenido del presente trabajo es de mi autoría y responsabilidad.
LUIS IGNACIO ESPÍN TAPIA
C.I. 1708655004
IV
Carta
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
Quito DM, 23 de Noviembre del 2011
Señor Matemático
Mauricio García
Director Sistema de Educación a Distancia (E)
Universidad Tecnológica Equinoccial
Presente
Señor Decano:
Por medio de la presente informo que la Tesis “ANÁLISIS DEL SISTEMA DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL BLOQUE 16 DE REPSOL, A FIN DE
DETERMINAR LOS PROBLEMAS OPERACIONALES Y ESTABLECER
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PARA HACER MÁS EFICIENTE AL
SISTEMA”, realizada por el señor LUIS IGNACIO ESPÍN TAPIA, previa a la
obtención del Título de Tecnólogo en Petróleos, ha sido concluida bajo mi dirección y
tutoría, por lo que solicito el trámite subsiguiente.
Por la atención a la presente, me suscribo.
Atentamente,
Ing. Patricio Jaramillo
Director de Tesis
V
Certificado
VI
DEDICATORIA
A Dios padre celestial, por permitirme el progreso espiritual e intelectual.
A mis padres, Segundo José Elías Espín que ya no está, pero sé que me está viendo desde
algún lugar del cielo y a mi Madre Celia María Tapia., por su amor y apoyo incondicional
en todo momento.
A mi Esposa e hijos por toda su paciencia en todo este tiempo de mi preparación y
superación de mi vida.
A las personas que colaboraron de una u otra forma en la realización de este proyecto de
tesis.
VII
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Tecnológica Equinoccial que ha sido la Institución en donde he logrado
tan preciado logro.
A mi Director de tesis Ing. Patricio Jaramillo por su paciencia, el soporte técnico, su
tiempo, la ayuda desinteresada en el desarrollo de esta actividad y sobre todo por
transmitirme sus conocimientos y brindarme su amistad durante este tiempo.
A toda mi familia, que siempre me apoyó y confió en mí en todo momento.
A todos mis compañeros con quienes compartí buenos momentos dentro y fuera de las
aulas durante todos estos años de estudios.
VIII
RESUMEN
En el presente trabajo se presenta un análisis del sistema de generación eléctrica en el
Bloque 16 de Repsol, a fin de determinar problemas operacionales y establecer alternativas
de solución para que el sistema sea más eficiente, por consiguiente se describe el desarrollo
de la tesis en los siguientes capítulos.
El capítulo uno trata los objetivos de investigación, hipótesis del trabajo y los aspectos
metodológicos.
El capítulo dos se encuentra una breve descripción y análisis de la producción del Bloque
16, así mismo se detalla la ubicación, el estado y la capacidad de los equipos de generación
eléctrica en las facilidades de superficie NPF (facilidades de producción norte) y SPF
(facilidades de producción sur); también se tiene las capacidades de los equipos de
generación eléctrica del campo.
El capítulo tres se detallan los tipos de combustible que se utilizan en la generación
eléctrica del Bloque 16, para las facilidades de producción norte y sur, así como el tipo de
lubricantes, rendimiento de las turbinas LM2500 con combustibles gas natural y diesel,
monitoreo de emisiones de gases a la atmosfera en el Bloque 16.
El capítulo cuatro se detalla los tipos de mantenimiento, correctivo, preventivo, predictivo
y proactivo, en los equipos de generación eléctrica dentro de los cuales se contempla
planes de mantenimiento y las actividades asociadas a los mismos, para lo cual necesita
conocer la confiabilidad y disponibilidad aplicada al mantenimiento en los equipos de
IX
generación eléctrica.
El capítulo cinco se detalla la operación de los equipos de generación eléctrica en el
Bloque 16, para conocer ciertos requerimientos en la operación, como es la situación
normal, anormal y emergente.
Se detalla también los conceptos básicos de funcionamiento de los equipos de generación
eléctrica como son de las turbinas a gas LM – 2500, motores de combustión interna, y
compresores reciprocantes utilizados para la operación.
Modos de operación de control del sistema de generación eléctrica, la sincronización de las
turbinas en modo ISOCH (Sistema de control puede mantener la velocidad constante) y
DROOP (Sistema de control del governor variar la velocidad), esquema de la red de
comunicación entre DSLC’s (digital synchronizer and load control) y la problemática
energética del Bloque 16 donde se detallan las fallas de los equipos más representativos del
sistema.
El capítulo seis se presentan las conclusiones y recomendaciones.
X
ÍNDICE GENERAL
Declaración .......................................................................................................................... III
Carta..................................................................................................................................... IV
Certificado ............................................................................................................................ V
Dedicatoria........................................................................................................................... VI
Agradecimiento .................................................................................................................. VII
Resumen ........................................................................................................................... VIII
Índice de Mapas ............................................................................................................... XVII
Índice de Figuras ........................................................................................................... XVIII
Índice de Tablas ................................................................................................................. XX
Índice de Gráficas ............................................................................................................ XXII
Índice de Fórmulas ........................................................................................................ XXIV
Índice de Fotografías ...................................................................................................... XXV
Índice de Anexos ........................................................................................................... XXVI
XI
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I
1. Introducción ...................................................................................................................... 2
1.1. Objetivo General ................................................................................................... 2
1.2. Objetivos Específicos ............................................................................................ 2
1.3. Justificación Teórica ............................................................................................. 3
1.4. Justificación Metodológica ................................................................................... 3
1.5. Justificación Práctica ............................................................................................. 3
1.6. Hipótesis del Trabajo............................................................................................... 3
1.7. Aspectos Metodológicos ......................................................................................... 4
CAPÍTULO II
2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DEL BLOQUE 16......................... 6
2.1. Breve Reseña Histórica ........................................................................................... 6
2.2. Ubicación............................................................................................................... 10
2.3. Descripción del estado y la capacidad de los Equipos de Generación Eléctrica en
las Facilidades de NPF, SPF Y SSFD. .................................................................. 11
2.3.1. Capacidades de los Equipos de Generación Eléctrica ........................................ 11
2.3.1.1. Equipos que dispone en las Facilidades de NPF, área de Generación
Eléctrica Gas & Diesel ................................................................................. 12
2.3.1.2. Compresor de Gas Reciprocante que dispone en las Facilidades de
NPF .............................................................................................................. 14
2.3.1.3. Equipos que dispone en las Facilidades de SPF, área de Generación
Eléctrica Gas & Diesel ................................................................................. 15
XII
2.3.1.4. Compresores de gas reciprocantes que dispone en las Facilidades de
SPF ............................................................................................................... 17
2.3.1.5. Área de Generación a Crudo & Diesel......................................................... 18
2.3.1.6. Equipos que dispone en las Facilidades de SSFD, Estación de
Transferencia ................................................................................................ 19
CAPÍTULO III
3. COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL
BLOQUE 16. .................................................................................................................. 23
3.1. Facilidades de Producción Norte y Sur ................................................................. 24
3.1.1. Combustible Diesel ............................................................................................. 24
3.1.1.1. Parámetros de Control Críticos .................................................................... 29
3.1.1.2. Planta en Condiciones de Parada Planificada, Recirculación y de
Emergencia................................................................................................... 31
3.1.1.3. Mantenimiento Externo ............................................................................... 32
3.1.1.4. Mantenimiento Interior ................................................................................ 32
3.1.1.5. Ambiente ...................................................................................................... 33
3.1.2. Combustible Gas Natural .................................................................................... 34
3.1.2.1. Captación de Gas NPF ................................................................................. 34
3.1.2.2. Captación de Gas SPF .................................................................................. 35
3.1.3. Combustible Petróleo o Crudo ............................................................................ 37
3.1.4. Lubricantes .......................................................................................................... 44
3.1.5. Rendimiento de las TURBINAS LM -2500 con Combustibles Gas Natural &
Diesel .................................................................................................................. 46
3.1.5.1. Rendimiento con Combustible Diesel ......................................................... 48
XIII
3.1.5.2. Rendimiento con Combustible Gas Natural ................................................ 49
3.1.5.3. Rendimiento de Generadores Waukesha ..................................................... 51
3.1.6. Emisiones de Gases ............................................................................................. 52
3.1.6.1. Equipo de Monitoreo ................................................................................... 55
3.1.6.1.1. Equipo Gas Analyzer TESTO 350 X/ML ........................................ 55
3.1.6.1.2. Tren Isocinético APEX INSTRUMENTS ........................................ 55
3.1.6.1.3. Estándar Medioambiental Mínimo ................................................... 59
CAPÍTULO IV
4. MANTENIMIENTO. ...................................................................................................... 61
4.1. Tipos de Mantenmimiento..................................................................................... 61
4.1.1. Mantenimiento Correctivo o Reactivo ................................................................ 62
4.1.2. Mantenimiento Preventivo o Planificado ............................................................ 63
4.1.3. Mantenimiento Predictivo o por Condición ........................................................ 64
4.1.4. Mantenimiento Proactivo o por TPM (Total Productive Maintenance) ............. 66
4.2. Mantenimiento Equipos de Generación Eléctrica ................................................. 68
4.2.1. Planes de Mantenimiento .................................................................................... 70
4.2.1.1. Planta de Generación a Crudo (ver tabla 4.1) .............................................. 71
4.2.1.2. Planta de Generación a Diesel & Gas (ver tabla 4.2) .................................. 72
4.2.2. Actividades Asociadas al Mantenimiento de Equipos de Generación
Eléctrica .............................................................................................................. 74
4.2.2.1. Evaluación .................................................................................................... 74
4.2.2.2. Análisis ........................................................................................................ 75
4.2.2.3. Reparación ................................................................................................... 75
4.2.2.4. Equipo Rotativo ........................................................................................... 75
XIV
4.2.2.5. Taller de Mantenimiento Mecánico ............................................................. 77
4.2.2.6. Taller de Máquinas Herramientas ................................................................ 78
4.2.2.7. Basado en Condición ................................................................................... 79
4.2.2.8. Reacondicionamiento ................................................................................... 79
4.3. Confiabilidad y Disponibilidad, Aplicadas al Mantenimiento .............................. 79
4.3.1. Confiabilidad ....................................................................................................... 82
4.3.2. Disponibilidad ..................................................................................................... 83
4.3.2.1. Focalización de la Disponibilidad ................................................................ 84
CAPÍTULO V
5. OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL BLOQUE
16, REPSOL YPF ........................................................................................................... 93
5.1. Requerimientos para la Operación. .......................................................................... 93
5.1.1. Situación Normal ................................................................................................ 94
5.1.2. Situación Anormal .............................................................................................. 95
5.1.3. Situación Emergente ........................................................................................... 95
5.2. Conceptos Básicos del Funcionamiento de los Equipos de Generación Eléctrica en
el Bloque 16........................................................................................................... 96
5.2.1. Turbinas a Gas LM – 2500 ................................................................................. 96
5.2.2. Motores de Combustión Interna .......................................................................... 99
5.2.3. Motor Eléctrico ................................................................................................. 101
5.2.4. Compresores...................................................................................................... 101
5.3. Operación del Sistema Eléctrico ......................................................................... 102
5.3.1. Equipos para Distribución de Energía .............................................................. 104
5.4. Modos de Control del Sistema de Generación Eléctrica ..................................... 108
XV
5.4.1. Sincronización de Turbinas en Modo DROOP ................................................. 110
5.4.2. Esquema de la Red de Comunicación entre DSLC’s (NPF – SPF) .................. 111
5.5. La Problemática Energética del Bloque 16 ......................................................... 113
5.5.1. Fallas de Equipos más Representativos del Sistema ......................................... 115
5.5.1.1. Esquema de Despeje por Frecuencia ......................................................... 123
5.5.1.2. Esquema por sobre- temperatura................................................................ 123
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................ 129
6.1. CONCLUSIONES............................................................................................... 129
6.2. RECOMENDACIONES ..................................................................................... 129
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................... 131
GLOSARIO DE TÉRMINOS ........................................................................................... 132
ANEXOS ........................................................................................................................... 139
ANEXO 1 ........................................................................................................................ 140
ANEXO 1.1 Sistema de Combustible a Gas ................................................................. 141
ANEXO 2 ........................................................................................................................ 143
ANEXO 2.1 NORMA ASTM D – 2880 ...................................................................... 144
ANEXO 2.2 Cromatografía de Análisis de Gas ........................................................... 152
TABLA A 2.1 Cromatografía de Análisis de Gas ........................................................ 153
NORMA A 2.2 Emisiones de Gases AM 0 – 91 .......................................................... 154
ANEXO 3 ........................................................................................................................ 160
ANEXO 3.1 Informe Detalle Ordenes de Trabajo ....................................................... 161
TABLA A 3.1 Mantenimiento 2500 Horas ................................................................. 162
TABLA A 3.2 Mantenimiento 5000 Horas .................................................................. 163
XVI
TABLA A 3.3 Mantenimiento 10000 Horas ................................................................ 165
XVII
ÍNDICE DE MAPAS
MAPA No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Mapa 2.1 Ubicación del bloque 16 en Ecuador………………………………….10
XVIII
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Figura 3.1 Potencia de los terminales del generador………………….….…….47
Figura 3.2 Waukesha Knock INDEX…………………………………………..51
Figura 3.3 Plataforma de monitoreo de gases de fuente fija……………………53
Figura .3.4 Tren isocimétrico…………………………………………………....55
Figura 3.5 Monitoreo de gases de escape de los generadores Waukesha con
combustible gas natural……………………………………….…….59
Figura 4.1 Software máximo para mantenimiento……………………………...67
Figura 4.2 Software máximo para mantenimiento……………………………...68
Figura 4.3 Programa de mantenimientos de confiabilidad………………..…….82
Figura 5.1 Partes principales de la turbina de gas……………………………....97
Figura 5.2 Cilindros que posee un motor de combustión interna……………...100
Figura 5.3 Compresores ……………………………………………………….102
Figura 5.4 DROOP………………………...…………………………………...109
Figura 5.5 DSLC’s sincronizador digital y de control………………………....112
XIX
Figura 5.6 Reporte diario de la producción en el bloque 16…………………..114
Figura 5.7 Generación eléctrica en el bloque 16……………………………....115
Figura 5.8 Esquema de comunicación NPF y SPF…………………………….122
XX
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Tabla 2.1 Energía generada periodo 1998 - 2000…………………………..............7
Tabla 2.2 Reducción de emisiones por captación de gas de baja presión………….8
Tabla 2.3 Generación eléctrica NPF…………………………………………..…..13
Tabla 2.4 Generación eléctrica SPF………………………………………….…....16
Tabla 2.5 Generación eléctrica SSFD …………………………………………….20
Tabla 2.6 Resumen de los equipos de generación eléctrica del bloque 16………..21
Tabla 3.1 Certificación de la calidad del diesel…………………………………...25
Tabla 3.2 Parámetros de control……………………………………………...…...41
Tabla 3.3 Turbina de gas GE LM 2500 – 33 ...…………………………………...48
Tabla 3.4 Turbina de gas GE LM 2500 – 33 ……………………………………..50
Tabla 3.5 Monitoreo de emisiones atmosféricas………………………………….54
Tabla 3.6 Monitoreo de gases de escape de TR – 1170 A combustible diesel...….58
Tabla 3.7 Monitoreo de gases de escape de TR – 2170 B combustible GN ……...58
Tabla 4.1 Programa de mantenimiento general……………………...……………71
XXI
Tabla 4.2 Programa de mantenimiento general …………………………………72
Tabla 4.3 Programa de mantenimiento de generadores Waukesha……………...83
Tabla 4.4 Disponibilidad y confiabilidad……...…………………………….…..84
Tabla 4.5 Tiempos entre la parada y retorno de un equipo..…………………….85
Tabla 4.6 Registro de horas de trabajo…………………………………………..86
Tabla 5.1 Función de equipos eléctricos…………………………………….….105
Tabla 5.2 Parada no programada turbinas LM – 2500 1996 - 2003………..…..116
Tabla 5.3 Parada no programada turbinas LM – 2500 2004 - 2010……………117
Tabla 5.4 Clasificación de fallas…………………………………………….….118
Tabla 5.5 Paradas por fallas en horas……………………………………….…..119
Tabla 5.6 Falla por número de paradas…………………………………….…...120
Tabla 5.7 Tres pasos de despeje de carga………………………………….…...122
Tabla 5.8 Esquema de despeje por frecuencia………………………..…….…..123
XXII
ÍNDICE DE GRÁFICAS
GRÁFICA No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Gráfica 3.1 Curva de destilación……………………………………………….....27
Gráfica 3.2 Esquema de distribución de los combustibles………………………..44
Gráfica 3.3 Consumo de diesel…………………………………………………...49
Gráfica 3.4 Consumo de gas natural.........................................................................50
Gráfica 3.5 Waukesha Knock INDEX …………………………………………..52
Gráfica 4.1 Secuencia que sigue un aviso de deficiencia………………………...70
Gráfica 4.2 Reporte mensual de disponibilidad y confiabilidad de los equipos a
diesel SPF generación eléctrica……………………………………...87
Gráfica 4.3 Reporte mensual de disponibilidad y confiabilidad de los equipos a
gas SPF generación eléctrica ……………………………………….88
Gráfica 4.4 Reporte mensual de disponibilidad y confiabilidad de los compresores a
gas SPF generación eléctrica ………………………………………..89
Gráfica 4.5
Reporte mensual de disponibilidad y confiabilidad de los equipos de
generación a gas y diesel NPF generación eléctrica ………………....90
Gráfica 4.6 Porcentaje de la confiabilidad de los equipos de generación eléctrica.91
Gráfica 5.1 Paradas no programas turbinas LM -2500 2004 -2010……………...117
XXIII
Gráfica 5.2 Porcentaje de principales fallas en Wartsila ………………………...118
Gráfica 5.3 Porcentaje de principales fallas en Wartsila (horas) ………………..119
Gráfica 5.4 Porcentaje de principales fallas en Wartsila (paradas)……………...120
XXIV
ÍNDICE DE FÓRMULAS
FÓRMULA No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Fórmula 3.1 Equipo de medición en base a NORMA AM - 091………………….57
XXV
ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS
FÓRMULA No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Fotografía 2.1 Turbinas LM – 2500 NPF…………………………………………....14
Fotografía 2.2 Turbinas LM – 2500 SPF …………………………………………....17
Fotografía 2.3 Generador del tipo Wartsila Vasa 18V32LN………………………...19
Fotografía 2.4 Turbinas Solar Centauro SSFD…..………………..…………….…...20
XXVI
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO No. DESCRIPCIÓN PÁGINA
Anexo 1.1 Sistema de Combustible a Gas.……………………………………....141
Anexo 2.1 Norma ASTM D – 2880……………………………………………...144
Anexo 2.2 Cromatografía de Análisis de Gas…………………………………...152
Anexo 3.1 Informe Detalle Ordenes de Trabajo…………………………..……..161
CAPÍTULO I
2
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Las facilidades de producción del Bloque 16 vienen operando desde hace 18 años. En este
tiempo las condiciones del sistema de generación eléctrica han cambiado notablemente,
razón por la cual es necesario analizar los equipos de generación eléctrica, motores de
combustión interna, compresores reciprocantes y turbinas con que cuenta el Bloque 16.
Este trabajo de Titulación determinará los problemas más representativos que presenta el
sistema de generación eléctrica, y se emitirán las recomendaciones más adecuadas como
alternativa inmediata y a futuro a ser consideradas.
1.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar el sistema de generación eléctrica en el Bloque 16 de Repsol, a fin de determinar
los problemas operacionales y establecer alternativas de solución para un sistema
eficiente.
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar los equipos que dispone para la generación eléctrica en el Bloque 16 y
sus características.
Establecer el tipo de combustible que utiliza para poder generar una energía
eléctrica económica, eficiente y menos contaminante.
Analizar los planes de mantenimiento de los equipos de generación eléctrica.
3
Determinar los problemas más relevantes de los equipos de generación en la
operación y funcionamiento en las Facilidades de NPF y SPF.
1.3. JUSTIFICACIÓN TEÓRICA
Es necesario elaborar un estudio detallado que permita determinar con precisión los
problemas en la generación eléctrica en el Bloque 16.
1.4. JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA
Los recursos utilizados para la producción de petróleo en el Bloque 16 es la generación
eléctrica, determinar cuáles son las metodologías más adecuadas para mejorar la eficiencia
eléctrica en las facilidades de NPF y SPF en Repsol.
1.5. JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA
Los resultados de esta investigación permitirán que Repsol aplique los procedimientos
adecuados para determinar la raíz de los problemas operacionales y del sistema en la
producción de energía eléctrica.
1.6. HIPÓTESIS DEL TRABAJO
Los equipos de generación eléctrica instalados en campo no se encuentra operando
adecuadamente.
Los problemas presentes en los equipos de generación eléctrica se deben a
diferentes factores tales como la calidad de los equipos y el tipo de combustible que
se utiliza.
4
Al realizar el diagnostico de los equipos de generación eléctrica del Bloque 16
existentes se podrá determinar el origen de los problemas de estas unidades y se
planteara la solución para mejorar la producción de energía.
1.7. ASPECTOS METODOLÓGICOS
Analizar la información del consumo de energía en el Bloque 16 a través de su
historial que determinara sus principales falencias que ha venido presentado el
sistema.
Determinar los problemas que existen en los equipos de generación eléctrica.
Informar las actuales condiciones que se encuentran los equipos de generación
eléctrica.
Se presenta recomendaciones el mes de enero del 2010, en una reunión de
operadores, técnicos, jefe de energía y jefe del área en turno, para analizar los
siguientes puntos a considerarse de forma inmediata y a futuro:
a) Solicitar a los jefes departamentales involucrados en el área de energía que
se ajusten a los planes de mantenimiento establecidos o revisar
conjuntamente para hacer un chequeo de manuales de operación y
mantenimiento de los equipos en los cuales se interviene.
b) Medición de espesores de las líneas de gas y acumuladores (por fugas
permanentes, compresores).
c) Que se ejecute un plan de liberación de carga, cuando se apaga una unidad
representativa, Turbinas o generadores Wartsila.
CAPÍTULO II
6
CAPÍTULO II
2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DEL BLOQUE 16.
A continuación se detallará una breve descripción de la ubicación del bloque 16, así
como también la capacidad de los equipos de generación eléctrica en sus facilidades.
2.1. BREVE RESEÑA HISTÓRICA1
Las operaciones de producción se iniciaron en mayo de 1994, haciendo de la conservación
del medio ambiente y el entorno cultural una filosofía de trabajo. La puesta en marcha del
proyecto de la utilización del sistema de generación eléctrica en el Bloque 16, se consideró
como la única fuente de energía la generación eléctrica siendo utilizado el diesel – oíl
como combustible para la generación de energía al interior del Bloque 16.
Para esto fueron instaladas dos turbinas en las Facilidades de Producción Norte (NPF), con
una capacidad de generación de 18.5 MW (Megavatios).
Para lo cual la generación eléctrica a diesel se mantuvo como única fuente de energía hasta
mayo de 1997 y todo el gas asociado a la producción de petróleo durante el período 1994
hasta 1997,fue de 102.423 toneladas, las mismas que fueron quemado en las antorchas.
Además de la repercusión ambiental, el alto costo del diesel tuvo un impacto económico
muy significativo en las operaciones de producción. Con la finalidad de disminuir el
impacto económico y ambiental del proyecto Bloque 16, a partir de 1997 se decidió
incorporar el gas de alta presión asociado a la producción de petróleo para generación
eléctrica.
Desde entonces se han incorporado 117.742 toneladas de gas para la generación eléctrica
1 http://www.repsol.com/es_es/corporacion/responsabilidad-
corporativa/medio_ambiente/casos_de_estudio/2000_aire_antorchaecuador.aspx
7
del Bloque 16, disminuyendo en un 72,1% la quema de gases en antorchas. Además del
beneficio ambiental, la reducción correspondiente de consumo de diesel, lo cual ha
significado un ahorro económico de 20 millones de euros en los costos operativos del
período 1998 – 2000. (Ver Tabla 2.1).
TABLA 2.1 ENERGÍA GENERADA A GAS PERÍODO 1.998 – 2.000
ENERGÍA GENERADA A GAS 1.998 – 2.000
Año Energía Generada a Gas
MW/h (Megavatio/hora) Ahorro en diesel
1.998 96.360 25.530
1.999 105.120 27.742
2.000 113.880 30.054
Total 315.360 83.226
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
En diciembre del año 2.000 entró en servicio el sistema de captación de gas de baja presión
para ser utilizado como combustible para generación eléctrica en la planta de producción,
Facilidades de Producción Norte (NPF); con este proyecto se direcciona el gas residual de
destilación y el gas proveniente del lavado de agua de formación y desgasificación de
crudo al sistema de recuperación de gas para generación eléctrica, aprovechándolo de esta
forma como combustible y minimizando la quema de gas en antorcha.
Con este proyecto se ha logrado reducir en un 90% el volumen de gas quemado en
antorcha en las Facilidades de Producción Norte (NPF), quedando actualmente un
remanente de 1 t/Día (tonelada día).
Proyección para el año 2001 se trazó como objetivo ambiental el reducir al mínimo posible
8
la quema de gases en antorchas en las Facilidades de Producción Sur (SPF). Para esto se
desarrolló un proyecto similar al desarrollado en las Facilidades de Producción Norte
(NPF), para lograr la captación del gas remanente de baja presión e incorporarlo al sistema
de generación eléctrica. Esto significará la incorporación de 11 t/día (tonelada día) de gas,
generación adicional de 16.819 MWh/año, sustitución de 4.445 t/año de diesel y reducción
de costos operativos por 1,5 millones de euros/año.
La sustitución de diesel por gas de baja presión como combustible para generación
eléctrica significaré también una reducción adicional en emisiones de Dióxido de
Carbono(CO2), Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de nitrógeno (NO2), Óxido Nítrico
(NO), Oxigeno (O2), Dióxido de Azufre (SO2), Óxidos de carbono (Nox), y Compuestos
orgánicos volátiles (COV’s). (Ver Tabla 2.2).
TABLA 2.2 REDUCCIÓN DE EMISIONES POR CAPTACIÓN DE GAS
DE BAJA PRESIÓN
REDUCCIÓN DE EMISIONES POR CAPTACIÓN DE GAS
DE BAJA PRESIÓN (Toneladas/año)
t/año CO2 SO2 Nox COV´s CO
NPF 11,713 71 160 16 181
SPF 14,056 73 192 19 218
TOTAL 25,769 134 352 35 399
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Al terminar la implementación del proyecto de captación de gas de baja presión en las
Facilidades de Producción Sur (SPF) se logró una utilización del 86,5% del gas asociado
como combustible para generación eléctrica. Mejorar la eficiencia energética en Ecuador:
una búsqueda de oportunidades de reducción en emisiones de Dióxido de Carbono (CO2).
9
La generación eléctrica de la planta de proceso Sur de esta área de Exploración y
Producción se realiza con turbinas y motores de combustión interna que utilizan como
combustible diesel y gas de los pozos de producción. La potencia efectiva instalada de los
motores es de 16.800MW (Megavatios). Estos motores se encuentran en el interior de una
sala donde, debido a la ubicación original de las conducciones de escape de los motores, se
alcanzaban temperaturas de hasta 52 ºC (centígrados) en los días calurosos.
A esta temperatura el promedio de generación de cada motor oscilaba entre 780 KW/h
(kilovatio/ hora) y 820 KW/h (kilovatio/hora). Ante esta situación se planteó un proyecto
de eficiencia energética que buscaba dos objetivos fundamentales: reducir el consumo de
diesel para la generación eléctrica y mejorar el rendimiento de los motores que
funcionaban con gas. Esto además llevaría asociado una reducción en las emisiones de
Dióxido de Carbono (CO2) asociadas al consumo de combustibles.
En este proyecto se rediseñaron las salidas de los escapes de los motores, trasladándolos
del interior de la sala de generación al exterior de la misma. Con esta sencilla operación se
consiguió reducir en 6°C (centígrados) la temperatura de la sala donde operan los motores,
con lo que la ganancia de carga en cada motor ha sido de hasta 140 KW/h (kilovatio hora),
con un promedio de 80 KW/h (kilovatio hora). Esto equivale a que, gracias a las mejoras
de rendimiento, se obtuvieran 540 KW/h (kilovatio hora) mensuales adicionales de las seis
máquinas que suelen operar, lo que equivale a la generación eléctrica de un séptimo motor.
Pero además se han obtenido una serie de ventajas adicionales como la disminución en la
frecuencia de reposición de los sistemas anti-detonación de los motores y que
anteriormente debido a las altas temperaturas veían afectadas sus partes electrónicas más
sensibles.
10
2.2. UBICACIÓN2
El Bloque 16, ubicado en la provincia de Orellana, junto con las áreas de Tivacuno y Bogi
Capirón tiene una extensión de 2’220.000 ha (hectáreas), ocupado un 22% de la Reserva
Étnica Huaorani y un 12% del Parque Nacional Yasuní. Las operaciones de Exploración y
Producción de petróleo del Bloque 16 se desarrollan en la selva amazónica ecuatoriana.
(Mapa 2.1)
MAPA. 2.1 UBICACIÓN DEL BLOQUE 16 EN EL ECUADOR.
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
La operación del Bloque 16 posee una característica fundamental, ya que es la operación
de crudos pesados con mayor complejidad dentro de la industria petrolera del Ecuador.
Esta complejidad radica principalmente en su localización, tratándose de una de las áreas
de mayor biodiversidad del mundo: el Parque Nacional Yasuní y la Reserva de la Biosfera
2 https://imagenes.repsol.com/es_es/irc_ecuador2008_tcm7-542496.pdf
11
dentro del programa Hombre y Naturaleza de la UNESCO.
Esta operación también se desarrolla en un contexto socialmente delicado, el territorio
Waorani, con cuya nacionalidad es preciso trabajar con rigurosos procedimientos de
relacionamiento y precaución en lo relativo a los impactos ambientales y sociales que se
pueden ir generando a lo largo del tiempo.
Ninguna operación petrolera en el país maneja un fluido de producción que se aproxima a
un millón de barriles de fluido por día, de los cuales aproximadamente 950.000
corresponden a agua de producción, la misma que por razones ambientales es reinyectada
formación a efecto de evitar la contaminación a los ríos de la comunidades.
2.3. DESCRIPCIÓN DEL ESTADO Y LA CAPACIDAD DE LOS EQUIPOS DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA EN LAS FACILIDADES DE NPF, SPF Y
SSFD.3
Las principales especificaciones de los equipos de generación eléctrica en las diferentes
Facilidades de Producción Norte (NPF), Sur(SPF) y estación de transferencia de
Shushufindi (SSFD), (Tabla 2.6), para poder suplir la demanda de consumo de energía en
el Bloque 16, se cuenta con los siguientes unidades: tres Turbinas General Electric, dos
Turbinas Solar, veintiún Generadores Waukesha, siete Generadores Wartsila y seis
Compresores Ariel que conforman el grupo de equipos para esta actividad.
2.5.1. CAPACIDADES DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
A continuación se describen los equipos de generación eléctrica con los que dispone las
Facilidades de Producción Sur, Norte y Shushufindi del Bloque 16.
3 Código: PO-GD-07-B16 procedimiento operacional gas & diesel Boque 16.
12
2.3.1.1. Equipos que dispone en las Facilidades de NPF, área de Generación
Eléctrica Gas & Diesel4
El proceso de Generación Eléctrica con turbinas en la planta de NPF se lo realiza con dos
turbogeneradores de 18,5 MW (Megavatios).
Cada turbogenerador está formado por una turbina GENERAL ELECTRIC, Modelo
7LM2500-PE-MLG07. Las turbinas del NPF utilizan diesel como combustible; posee dos
ejes acoplados aerodinámicamente; su compresor gira a una velocidad máxima de 10.000
RPM (revoluciones por minuto) mientras que la turbina de potencia gira 3.600 RPM
(revoluciones por minuto); su capacidad disponible es de 24,978 HP (Hourse power)
La turbina de potencia esta acoplada a un generador eléctrico BRUSH modelo
BDAX7.167E cuyas características son: 3,600 RPM (revoluciones por minuto), 60 Hz
(Hertzios), 3(tres fases), 13,800 Vac (voltaje corriente alterna), 21,450 KW (kilovatios),
(factor de potencia) PF. 0,85, 1.056 A. (amperios)
El proceso de generación eléctrica con GENERADORES A GAS se lo ejecuta con 6
unidades de 1.050 KW (kilovatios) de capacidad, cada una de estas unidades consta de una
máquina motriz (motor de combustión interna) Waukesha, modelo L7042GSI, que utiliza
como combustible gas asociado a la producción de petróleo; posee 12 cilindros, 1200 RPM
(revoluciones por minuto) y una potencia nominal de 1492 HP (Hourse power). Esta
máquina motriz va acoplada mecánicamente a un Generador Eléctrico KATO, modelo
A261140008, cuyas características son: 1050 KW (kilovatios), 3 (3 fases), 60 Hz
(Hertzios), (factor de potencia) PF = 0.8, 2400V/4160V (voltaje), 182 A (amperios).
4 Luis Espín: Placas de los equipos: información recopilada de cada uno de los equipos instalados en el área
de generación eléctrica de las facilidades en el Bloque 16.
13
La calidad de la energía generada está asegurada por un sistema de control automático
ATLAS PC 5para las turbinas de NPF. La generación a gas es un punto de apoyo para todo
el sistema, es decir estos equipos trabajan en la condición ISOCH-LOAD6, por ende
toman una cierta cantidad de carga y se mantienen en estas condiciones hasta que exista un
ajuste de carga manual por parte del operador.
El control de la variación de carga en el sistema lo realizan las turbinas LM2500 de NPF
dependiendo de la condición de operación del sistema. (Ver Fotografía 2.1).
Además en el NPF se cuenta con un grupo generador auxiliar que está formado por un
motor de combustión interna DETROIT, modelo 12V149TI-1100, utiliza diesel como
combustible y gira a 1800 RPM (revoluciones por minuto); está acoplado a un generador
eléctrico MAGNAMAX modelo 743RSL4529BP cuyas características son: 1,800 RPM
(revoluciones por minuto), 60 Hz (hertzios), 277/480 Vac, tres fases, 1.000 KW
(kilovatios), (factor de potencia) P.F. 0,8, 1.503 A (amperios). (Tabla 2.3).
TABLA 2.3 GENERACIÓN ELÉCTRICA NPF
Unid. Descripción Potencia efectiva Potencia Total Observaciones
2 Turbinas LM-2500 17.5 MW 35 MW
1 Gen. Detroit 0.8 MW 0.8 MW
6 Gen. Waukesha 0.92 MW 5.5 MW
Total NPF MW 41.5 MW
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
5 Manual 85586 preliminar (atlas digital control)
6 2301A Electronic, Load Sharing and Speed Control
14
FOTOGRAFÍA 2.1 TURBINAS LM 2500 NPF
Fuente: Repsol YPF
Fotografiado por: Luis Espín
2.3.1.2. Compresor de Gas Reciprocante que dispone en las Facilidades de NPF
Actualmente el gas que consumen los generadores Waukesha en NPF, es tomado desde el
proceso hacia el compresor de gas, con una presión de succión entre 18 y 50 PSI (libras
pulgada cuadrada).
Este compresor de gas C-3010 (nombre del equipo) es una máquina reciprocantes de dos
etapas marca ARIEL, modelo JGR/2, motor eléctrico accionador que trabaja a 480Vac. El
gas es enviado hacia los acumuladores tipo salchicha donde se acumula el gas con una
temperatura aproximada de operación entre 65 y 115 °F a una presión máxima de 180 PSI,
a partir de la cual se abren las válvulas de relevo a la tea en forma controlada.
Los condensados acumulados son drenados manualmente hacia el tanque de recuperación
de gas. Desde los acumuladores de gas el flujo se dirige hacia el scrubber, del cabezal de
succión de los generadores Waukesha, a una presión regulada de 30 a 35 PSI (libras
pulgada cuadrada).
15
2.3.1.3. Equipos que dispone en las Facilidades de SPF, área de Generación Eléctrica
Gas & Diesel
El proceso de Generación Eléctrica en la planta de SPF se realiza con una turbina
turbogenerador de 18.5 MW. Cada turbogenerador está formado por una turbina
GENERAL ELECTRIC, Modelo 7LM2500-PE-MLG07. La turbina del SPF (Fotografía
2.2), utiliza como combustible diesel o gas; posee dos ejes acoplados aerodinámicamente;
su compresor gira a una velocidad máxima de 10.000 RPM mientras que la turbina de
potencia gira 3.600 RPM; su capacidad disponible es de 24,978 HP. La turbina de potencia
esta acoplada a un generador eléctrico BRUSH modelo BDAX7.167E cuyas características
son: 3.600 RPM, 60 Hz, tres fases, 13,800 Vac, 21.450 KW, P.F. 0.85, 1,056A.
La calidad de la energía generada está asegurada por un sistema de control automático
ATLAS PC para las turbinas de NPF y NETCOM 5000 para la turbina del SPF y
reguladores de voltaje Brush, estos sistemas controlan los parámetros de voltaje, frecuencia
y de seguridad intrínseca del turbogenerador.
El proceso de generación eléctrica con GENERADORES A GAS se lo ejecuta con 15
unidades de 1050 KW (kilovatios) de capacidad. Cada una de estas unidades consta de una
máquina motriz (motor de combustión interna) Waukesha, modelo L7042GSI, que utiliza
como combustible gas asociado a la producción de petróleo; posee 12 cilindros, 1200 RPM
(revoluciones por minuto) y una potencia nominal de 1492 HP (Hourse power). Esta
máquina motriz va acoplada mecánicamente a un Generador Eléctrico KATO, modelo
A261140008, cuyas características son: 1050 KW, 3, 60 Hz, PF = 0.8, 2400V/4160Vac,
182 A. (Tabla 2.4).
La generación a gas en el SPF es un punto de apoyo para todo el sistema, es decir los
16
equipos trabajan en la condición DROOP, por ende toman una cierta cantidad de carga y se
mantienen en estas condiciones hasta que exista un ajuste de carga manual por parte del
operador.
Adicional se cuenta con dos generadores auxiliares:
Es decir está formado por un motor de combustión interna CATERPILLAR, modelo 3512,
utiliza diesel como combustible y gira a 1800 RPM, esta acoplado a un generador eléctrico
KATO modelo SR-4 cuyas características son: 1,800 RPM, 60 Hz, 2400/4160 Vac, tres
fases, 1,135 KW, P.F.= 0.8, 341/196A.
El otro generador que está formado por un motor de combustión interna CATERPILLAR,
modelo 3516, utiliza diesel como combustible y gira a 1800 RPM, esta acoplado a un
generador eléctrico CATERPILLAR modelo SR-4B cuyas características son: 1,800 RPM,
60 Hz, 4160 Vac, tres fases, 1,600 KW, P.F.= 0.8, 278 A. Estos grupos generadores por
tener la característica de transportables se ubican en la estación que requiera su apoyo.
TABLA 2.4 GENERACIÓN ELÉCTRICA SPF
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Unid. Descripción Potencia efectiva Potencia Total Observaciones
1 Turbina LM2500 17.5 MW 17.5 MW
15 Gen. Waukesha 0.92 MW 13.8 MW
1 Gen. Mustang 0.75 MW 0.75 MW Unidad móvil
1 Gen. Caterpillar 1.4 MW 1.4 MW Unidad móvil
7 Gen. Wartsila 6.0 MW 42.0 MW
Total SPF MW 75.45 MW
17
FOTOGRAFÍA 2.2 TURBINA LM 2500 SPF
Fuente: Repsol YPF
Fotografiado por: Luis Espín
2.3.1.4. Compresores de Gas reciprocantes que dispone en las Facilidades de SPF
Existe dos compresores de gas (C-3020/3021) de dos etapas marca ARIEL, modelo JGR/2,
los mismos que son accionados por motores eléctricos marca SIEMENS de 350 HP,
4160V, 60Hz.
Un compresor de gas (C-3022) de dos etapas, marca Universal Compresión, modelo B-
452, el mismo que es accionado por un motor eléctrico marca General Electric de 500 HP,
4160V, 60 Hz. El gas comprimido y depurado en las diferentes etapas de compresión es
acumulado en los Vessels V-3010, V-3011, los cuales tienen una capacidad de 115 m3
cada uno y en el vessel V-3012 que tiene una capacidad de 110 m3. Estos recipientes
acumulan gas con una temperatura aproximada de operación entre 65 y 115 °F a una
presión máxima de 225 PSI, a partir de la cual se abren las válvulas de relevo a la tea en
forma controlada. Los condensados acumulados en los vessels son evacuados al tanque
recuperador de gas V-2061 a través de los controles de nivel LV-4663, LV- 4664 y LV-
4665 respectivamente.
18
El flujo de gas de descarga de los vessels es enviado hacia el manifold principal de
combustible de los generadores Waukesha a través de una válvula de control la cual regula
la presión a 35 PSI.
Además el gas que sale de los acumuladores V-3010, V-3011y V-3012 es enviado hacia el
compresor C-3121A/C3121B para suministrar combustible a la turbina G-2170B. Los
compresores C-3121A/C-3121B son maquina reciprocantes de dos etapas, marca Ariel,
modelo JGJ/2, los mismos son accionados por motores eléctricos marca General Electric
de 500 HP, 4160V, 60 Hz, 1200 rpm.
El gas pasa a través de una válvulas de control de presión (PIC-101/1793-1) la que
mantiene la presión entre 88 y 98 PSI para la succión del compresor, además el gas es
filtrado en tres etapas, la primera de baja presión que está localizada en la succión del
compresor, la segunda o intermedia que está en la descarga del compresor y la tercera
etapa de alta presión antes del ingreso a la turbina.
2.3.1.5. Área de Generación a Crudo & Diesel
La Planta Eléctrica está diseñada para usar Crudo como combustible principal y Diesel
como combustible en modo stand-by.
La Planta Eléctrica está equipada con siete (7) motor-generador del tipo Wartsila Vasa
18V32LN, como máquina generadora de energía de 6.5 MW c/u (cada uno). (Fotografía
2.3)
19
FOTOGRAFÍA 2.3 GENERADOR DEL TIPO WÄRTSILÄ VASA 18V32LN
Fuente: Repsol YPF
Fotografiado por: Luis Espín
2.3.1.6. Equipos que dispone en las Facilidades de SSFD, Estación de Transferencia
El proceso de generación eléctrica con turbinas en la estación de SSFD, consiste de dos
grupos generadores de 3.5 MW, cada uno estos grupos están compuestos por dos
TURBINA SOLAR (Fotografía 2.4) Modelo CENTAUR 50H: T5701-H GS1- CU - 1D, de
un solo eje; usa diesel como combustible; 14951 RPM y una potencia de 4140 HP. Esta
máquina esta acoplada mediante una caja de engranajes a un generador eléctrico IDEAL
Modelo SAB, cuyas características son: 3750 KW; 3 fases, 60 Hz; 1800 RPM, PF = 0.8,
4160 V.
La caja de engranajes se encarga de reducir la velocidad de la turbina de potencia de 14951
a 1800 RPM que es la velocidad de trabajo del generador eléctrico. Los generadores
auxiliares para emergencia DETROIT 6V92 TA300 de combustible diesel, el mismo que
esta acoplado a un generador eléctrico MAGNA MAX de 250 KW, 277/480Vac, 376 A,
tres fases, 1800 RPM, 60 Hz, y un CATERPILLAR 3512 de combustible diesel, el mismo
que es acoplado a un generador CATERPILLAR SR-4 de 1135 KW.
20
La calidad de la energía generada está asegurada por un sistema de control automático
TURBOTRONIC de SOLAR que controla los parámetros de voltaje y frecuencia, a más de
otros parámetros secundarios. (Tabla 2.5).
TABLA 2.5 GENERACIÓN ELÉCTRICA SSFD
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
FOTOGRAFÍA 2.4 TURBINA SOLAR CENTAURO SSFD
Fuente: Repsol YPF
Fotografiado por: Luis Espín
Unid. Descripción Potencia efectiva Potencia Total Observaciones
2 Turbinas Solar
Centauro 2.8 MW
5.6 MW
1 Generador Mustang 0.75 MW 0.75 MW Unidad móvil
1 Generador Detroit 0.25 MW 0.25 MW
Total MW 6.6 MW
21
TABLA 2.6 RESUMEN DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
DEL BLOQUE 16
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
CAPÍTULO III
23
CAPÍTULO III
3. COMBUSTIBLES UTILIZADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL
BLOQUE 16.7
En este capítulo se hace una breve descripción del combustible que se utiliza en los
equipos para la Generación Eléctrica, en 1998 Repsol dentro de sus instalaciones de las
facilidades de NPF, puso en marcha el proyecto de producir su propio combustible diesel
con las características y especificaciones que exige General Electric para el consumo en las
turbinas LM-2500 (Anexo 1 Hoja Técnica 1.1) desde entonces se encuentra en operación la
planta de destilación y su producción diaria es aproximadamente de 1700 Bl/d (barriles
diarios) hasta la actualidad.
El proyecto desde la concepción inicial fue la única fuente de energía, para la generación
eléctrica utilizar diesel oíl como combustible. Todo el gas asociado a la producción del
petróleo durante el período 1.994 – 1.997, fue quemado en antorchas. Además de la
repercusión ambiental, y el alto costo del diesel tuvo un impacto económico muy
significativo en las operaciones de producción.
Desde entonces se han incorporado el gas para la generación eléctrica, disminuyendo
notablemente la quema de gases en antorchas. Además del beneficio ambiental, la
reducción correspondiente al consumo del diesel, que significo un ahorro muy significativo
para la empresa en los costos operativos del período 1.998-2.000. Junto a una mayor
eficiencia económica y energética, la reducción en el consumo de combustible diesel ha
significado una disminución en las emisiones gases al ambiente. En el año 2001 se
incorporó la Planta de Generación a Crudo al sistema que utiliza como combustible
7 http://www.repsol.com/es_es/corporacion/responsabilidad-
corporativa/medio_ambiente/casos_de_estudio/2000_aire_antorchaecuador.aspx
24
Petróleo y Diesel.
3.1. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN NORTE Y SUR
Las facilidades de producción del Bloque 16 se divide en Norte y Sur en la cual la
operación de generación eléctrica, utilizan como combustibles diesel, gas y crudo que a
continuación se detalla.
3.1.1. COMBUSTIBLE DIESEL8
Dentro de las facilidades de producción de NPF, La unidad de Producción de diesel
“Planta Topping” está ubicada en el Bloque 16. Dicha producción está regulada por El
Reglamento Sustitutivo al Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas
en el Ecuador, Decreto Ejecutivo 1215, Febrero de 2001. Para que se lleve a cabo en una
forma controlada y que permita cumplir con las especificaciones técnicas requeridas por el
fabricante de turbinas a gas, cumpliendo con las normativas y estándares impuestas por
Repsol en cuanto a la seguridad industrial e impactos al medio ambiente.
La Planta entro en un aumento de Producción en el año 1.999 con una capacidad diaria
1.700 Bl/d (barriles/diarios) promedio con una alimentación de crudo de 8.500 Bl/d de
promedio. El tope de (nafta) y el residuo retornan a los tanques de almacenaje de crudo de
la planta del proceso para ser reprocesado la cantidad promedio es de 5.000 Bl/d y el gas
producido se utiliza para el consumo propio de la planta. Para que la Planta pueda operar
debe realizar de manera obligatoria cada mes certificaciones internas del producto diesel
producido en la Planta Topping, es decir “Muestreo Diesel”, a continuación, en la (Tabla
3.1 )
8 Operación y Producción de Diesel en la Planta Topping código: PO-PT-03-B16
25
TABLA 3.1 CERTIFICACIÓN DE CALIDAD DEL DIESEL
CERTIFICACIÓN DE CALIDAD DEL
DIESEL – PLANTA TOPPING – NPF
CÓDIGO: RO-PT-03-B16-01
Versión: 7 Vigente desde:
Septiembre/30/2010 Página 25 de
191
Elaborado por:
COOR. PLANTA TOPPING
Revisado por:
JEFE DE PRODUCCION
Aprobado por:
GERENTE DE CAMPO
Día Operativo: 21 DE AGOSTO DE 2011
N. Certificado:
784-2011 785-2011 786-2011
Fecha :
21/08/2011 21/08/2011 22/08/2011
Hora :
10H00 14H00 01H0
Producto :
Diesel Oil TK-1C Diesel Oil TK-1A Diesel Oil TK-1B
Análisis realizado en
probeta desde Punto
Inicial
NORMA UNIDADES LIMITES PERMISIBLES Análisis de cada
tanque
Análisis de cada
tanque
Análisis de cada
tanque ASTM D-2880 2-GTE
Curva de destilación ASTM D-86 ºC
°C °C °C
Punto inicial
°C
168 165 163
10%
º C
192 190 188
20%
º C
206 204 203
30%
º C
218 217 219
40%
º C
231 230 234
50%
º C
242 240 245
60%
º C
255 253 256
70%
º C
269 268 272
80%
º C (condición de la
norma) 284 283 291
90%
º C Min. 282 Max 338 305 300 310
95%
ºC
315 309 337
Flash point ASTM D-93 ºF /ºC Min. 100 ºF/38 ºC 145 / 63 150 / 66 140/ 60
Viscosidad ASTM D-445 Cst. Min 1.9 Max 4.1 2.12 2.08 2.15
Densidad inicial
gr/cm3
0.8230 0.8190 0.8190
Temperatura inicial
ºC
30 29 43
Densidad corregida a
15.5ºC ASTM D-1298 gr/cm3 Max. 0.876 0.8322 0.8277 0.8357
Índice de Cetano
(calculado) ASTM D-976
Min 45 47.4 48.4 47.0
Porcentaje de Agua y
Sedimentos ASTM D-2709-92 % Vol. Max. 0.05 0 0 0
Porcentaje de azufre
en diesel ASTM D-4294 % en peso Max. 1 0.765 0.610 0.856
Densidad API del
diesel
Densidad API del
Diesel 38.54 39.46 37.83
Corrosión a la lámina
de cobre ASTM D-130 - Max 3 1:00 AM 1:00 AM 1:00 AM
Cenizas ASTM D-482 % en peso Max 0,01 0.003 0.003 0.003
Residuo de carbón
Conradson ASTM D-189 % en peso Max 0,35 0.02 0.01 0.02
EN
ESPECIFICACION
P/ DESPACHO
SI SI SI
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
26
Es responsabilidad del operador u operadores que están turno diario desde la 06H30-
18H30 y de las 18H30-06H30 para las jornadas del día y noche respectivamente. Cada vez
que se llene un tanque de almacenamiento de diesel oíl producido, se procederá a tomar de
este una muestra representativa para realizar la evaluación fisicoquímica respectiva al
producto almacenado previo al despacho del mismo a procesos.
Los ensayos a realizar son los siguientes:
Destilación según norma ASTM D- 86
Gravedad especifica según norma ASTM D- 1298
Punto de inflamación en copa cerrada Pensky Martens según Norma ASTM D- 93
Viscosidad Saybolt según norma ASTM D-445
Contenido de agua y sedimentos según norma ASTM D-2709-92
Índice de Cetano calculado según norma ASTM D-976
Una vez realizados los ensayos de laboratorio mencionados, los resultados obtenidos se
compararán con la norma ASTM D 2880 – 2GT (Anexo 2, Norma ASTM 2.1), que indica
las especificaciones del diesel oíl combustible para turbinas a gas.
El Personal a cargo del departamento de químicos es el encargado de tener a punto los
instrumentos y equipos de laboratorio para la validación diaria del producto diesel. El
personal de operación realiza en el laboratorio de la Planta Topping, el control de calidad
del diesel verificando que el producto se encuentre dentro de especificación antes
mencionado. (Gráfica 3.1) Standard Specification for Gas Turbine Fuel Oils1 D 2880 –
03)
27
GRÁFICA 3.1 CURVA DE DESTILACIÓN9
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
De acuerdo a los resultados obtenidos se procederá a codificar el tanque:
Verde: listo para despacho
Rojo: fuera de especificación
Amarillo: reprocesando
Plomo: sin definir
La certificación de calidad de cada tanque, sólo será aprobada para despacho por el
supervisor y/o Operador en turno de Turbinas NPF, quién será el encargado de comparar
los valores del formulario de Calidad con los exigidos por la norma 2880-2GT (diesel oil
para turbinas a gas).
Luego de haber llenado el tanque diario y dejarlo reposar por unas dos horas, se procederá
9 Certificación de calidad del diesel – PLANTA TOPPING – NPF / CÓDIGO: RO-PT-03-B16-01
28
a drenar. La fiscalización se la realiza para nivel inicial y final de los tanques que hayan
recibido la transferencia de diesel. Siempre se debe prever un stock de diesel oil en los
tanques diarios de por lo menos 200 Bl (barriles), a fin de recircular diesel en la planta ante
un eventual paro de emergencia.
Para el caso de que se cumpla con todos los puntos en análisis indicados a, excepto la
Norma ASTM D-1500 (Standard Test Method for ASTM color of Petroleum products) se
dará por aceptado el diesel para despacho de los Tanques 1080 A/B.
Si los resultados están dentro de especificación, el Supervisor y/o Operador de turbinas
NPF firmará el formulario del Registro “Formulario para Certificado de Calidad de Diesel
– Planta Topping” listo para despacho y se procederá a su despacho, tanque de NPF, SPF y
SSFD.
Los valores inalterables como flash point y densidad serán los que decidan si el diesel
puede o no ser ocupado en los quemadores de Diesel y quemador del Caldero B-1. Si estos
valores diferencian mucho de la norma, se inyectará directamente a la línea de Residuo o
se empleará para reprocesarlo ingresando al Acumulador de Reflujo para enfriar la torre.
Antes del proceso destilación, el crudo es tratado en un Desalador electrostático para
remover contaminantes inorgánicos. La instrumentación neumática de la planta se utiliza
aire comprimido tomado de las instalaciones Industriales implantadas en el último aumento
de producción.
29
Los equipos seleccionados son de tipo industrial, aptos para servicio pesado y operación
continua. Algunos equipos tales como bombas de proceso, cuyo funcionamiento es
considerado de importancia fundamental, son provistos con una unidad de reserva.
La planta está diseñada para una operación remota, supervisada y controlada mediante un
sistema de control distribuido (DCS) que recibe las variables del sistema, las procesa, las
modifica si fuese necesario y las retorna al mismo, permitiendo al operador de la planta
realizar más eficientemente su labor.
Los sistemas de paro están diseñados de manera que la planta llegue a una condición
segura por sí misma.
La planta cuenta con un sistema propio de generación de vapor de agua.
La planta cuenta con una red de agua contra incendios con 8 hidrantes, que recibe
agua de las instalaciones existentes. Dispone asimismo de matafuegos portátiles y 4
detectores de fuego.
3.1.1.1. Parámetros de Control Críticos
Se considera aquellos parámetros que deben en todo momento mantenerse en su punto de
ajuste (Set) a fin de que el producto, diesel oíl, este siempre dentro de las especificaciones
según la norma ASTM 2880-2GT (diesel oíl para Turbinas de Gas).
El ingreso de crudo a la planta se lo realiza mediante el controlador FIC-01 (control e
indicador de flujo), a fin de que se garantice un ingreso uniforme de producto a la planta.
30
Ajustar las variables del proceso: temperatura de domo entre 214 – 220 ºF, reflujo, vapor,
extracción de diesel, de modo que la temperatura en el plato de N° 4 este entre 525 °F y
565 °F, una mayor temperatura hará que el producto sea muy pesado y una menor
temperatura causará que el producto sea liviano (Flash Point Bajo). En caso que se cambie
de esquema operativo y se comience a sacar diesel oíl del plato de extracción Nº 3, la
condición exigida de temperatura es de 540 a 580 °F.
En caso que se cambie de esquema operativo y se comience a sacar diesel oíl del plato de
extracción Nº 5, la condición exigida de temperatura es de 350 a 370 °F, una mayor
temperatura hará que el producto sea muy pesado y una menor temperatura causará que el
producto sea liviano (Flash Point Bajo).
La temperatura de entrada de crudo a la torre debe mantenerse entre 610 °F a 640 °F, para
garantizar lo exigido hay que ajustar el Horno de modo que los controladores de los
quemadores de diesel estén entre 625 a 650 °F y los controladores de los quemadores de
gas tendrán una diferencia de hasta +5 °F de estos valores, esta diferencia permitirá que se
consuma más gas producto del fraccionamiento del crudo y ahorrar diesel en los
quemadores, así también el controlador deberá ajustarse de 2 a 5 Psig.
La temperatura requerida a la salida de los aéreo-enfriadores debe ser de 165 °F a 185 °F,
una temperatura mayor hará que se caliente más el domo de torre o necesite más reflujo
para enfriarlo y situación similar sucede en el caso inverso.
La planta con el sistema de captación de gas ha optimizado este producto a fin de utilizarlo
como medio combustible, así en la actualidad se tiene cuatro quemadores a gas en el
31
horno (dos son duales diesel/gas) y un quemador dual (gas/diesel) en el caldero N° 2.
Normalmente se quemará en horno N° 1 y caldero N° 2 el gas del acumulador N° 2, cuya
presión hacia tea será controlada en rangos de 2 a 5 Psig. Con el fin de aprovechar en su
totalidad el gas, este estará alineado hacia el condensador en el proceso. En caso de tener
baja presión en nuestro sistema de gas combustible a horno/caldero, se cerrarán las
válvulas que se alinean hacia el condensador. Además cuenta con la posibilidad de quemar
en el horno y caldero un gas más seco que viene del vessel a una presión controlada en de
5 a 15 Psig.
El nivel de la torre de destilación N° 1 se debe mantener entre el 30% al 45% y será
controlado mediante el lazo de control. Los demás controladores, medidores de caudal, de
nivel y de temperatura tendrán valores de punto de ajuste (set point) de acuerdo a la carga
de crudo que sé esté operando.
3.1.1.2. Planta en Condiciones de Parada Planificada, Recirculación y de
Emergencia
Durante el proceso de Parada Planificada y/o de Emergencia, de lavado con diesel de la
planta Topping; o en circunstancias que se necesite simplemente recircular la planta sin
tener producción de diesel pero se tenga que mantener empaquetada la planta por periodos
prolongados; o en circunstancias emergentes que se intuya que se prolongara un paro de
planta y se pueda producir un enfriamiento del crudo en el interior de las tuberías, o por
cualquier otra causa específica que se tenga la necesidad de mantener recirculando la
planta.
32
3.1.1.3. Mantenimiento Externo
Un mantenimiento programado en el MAXIMO (Herramienta de Gestión de
Mantenimiento) de la instrumentación, válvulas de control y lazos de control de nivel y
presión; como medida ambiental de este mantenimiento se debe disponer de material
absorbente orgánico y paños para la limpieza de fugas menores.
Para el caso de los desechos generados resultantes del ajuste del Desalador, estos deberán
ser colocados en una funda dentro del recipiente con tapa que deberá encontrarse muy
cerca de la toma muestras del Desalador. En lo concerniente al lavado de las probetas y
frascos para la realización del BS&W (Cantidad de agua y sedimentos contenidos en una
muestra de petróleo) del crudo de salida del Desalador, estos se realizarán ya sea
utilizando las facilidades del laboratorio de crudos en NPF o directamente en él toma
muestras del Desalador previo lavado con nafta u otros solventes.
La basura y desechos generados serán debidamente clasificados y almacenados en sitio,
para luego ser dispuestos en los puntos de recolección ubicados en las áreas operativas de
las estaciones, lugares de los cuáles serán evacuados para su disposición de acuerdo al
procedimiento Manejo de desechos sólidos.
3.1.1.4. Mantenimiento Interior
Para el caso del mantenimiento, limpieza e inspección interna de cualquiera de los
recipientes, se ha establecido una frecuencia de un año, según consta en el MAXIMO
(mantenimiento anual de planta) para el Desalador y dos años (mantenimiento bianual de
planta), para el stripper, Torre y Acumulador de Reflujo.
33
Para el manejo de los sedimentos y materiales contaminados que se pudieran generar por
estas tareas se procederá según el procedimiento Tratamiento de suelos contaminados con
hidrocarburos.10
Los técnicos del SGI (Sistema de Gestión Integrado)/Confiabilidad se encargarán de
mantener actualizados los datos de los mantenimientos preventivos y correctivos de cada
uno de los equipos.
Los técnicos de Corrosión e Inspección Técnica elaborarán el reporte de la inspección
interna (medición de espesores) y entregarán la información a su jefe inmediato para su
envío al Departamento de Producción.
El reporte inicial de derrames será elaborado y archivado por el Coordinador de Seguridad
Industrial.
3.1.1.5. Ambiente
Diariamente los operadores de la Planta Topping realizan una inspección visual de los
recipientes con el objeto de detectar posibles fugas de crudo así como también son
encargados de controlar y verificar físicamente y/o a través del sistema DCS (Sistema de
Control Distributivo) las temperaturas y flujos de productos en la Torre; los niveles de
diesel para el caso del stripper; e interface agua-nafta y agua - crudo para el caso del
Acumulador de diesel y Desalador respectivamente. En la Planta en la entrega de cada
turno se observará el registro “Inspección de Planta por Turno Operativo”, en donde se
10
Manejo de suelos contaminados / Código: PO-MB-17-B16
34
registran las condiciones de entrega de los equipos de la planta, tales como: Presión,
Temperatura y Posibles fugas.
3.1.2. COMBUSTIBLE GAS NATURAL
En la extracción del crudo de los yacimientos, el paso a seguir en el manejo de superficie
será un proceso de suma importancia referente a la producción de petróleo, ya que de él
dependerá del mejor aprovechamiento de todos los fluidos producidos, sobre todo del
petróleo, las condiciones con las que el petróleo emerge no son las óptimas para su futura
utilización, para lo cual es necesario contar con los equipos adecuados para que el proceso
se realice con la mayor eficiencia en la captación del gas de las facilidades de producción.
3.1.2.1. Captación de Gas NPF11
Actualmente el gas que se consume en los generadores Waukesha de NPF, es tomado de
los separadores de agua, separadores de producción. Este gas es dirigido al scrubber, en
donde los líquidos retenidos son drenados automáticamente hacia el vessel de drenaje
cerrado en el que se reciben todos los líquidos del proceso.
El flujo de gas sigue hacia la succión del compresor de gas con una presión entre 18 y 50
PSI. El gas es enviado hacia los acumuladores donde se almacena a una temperatura
aproximada de operación entre 65 y 115 °F a una presión máxima de 180 PSI, a partir de la
cual se abren las válvulas de relevo a la tea en forma controlada. Los condensados
acumulados son drenados manualmente hacia el vessel de recuperación de gas.
De los acumuladores de gas el flujo se dirige hacia el depurador, el mismo que se encarga
de separar la mayor cantidad de condensados y evacuarlos a través de un válvula de control
11
Control de procesos del sistema de captación de gas /Código: PO-GD-06-B16-025
35
hacia el tanque de drenaje cerrado del proceso. El gas que sale desde los acumuladores es
enviado hacia el scrubber, del cabezal de succión de los generadores Waukesha, a una
presión regulada por una válvula de control de 30 a 35 PSI.
3.1.2.2. Captación de Gas SPF12
El sistema de captación de gas es alimentado desde los separadores de agua, separadores de
producción, deshidratadoras a través de una línea de 16” de diámetro. Adicionalmente se
recibe el aporte del gas de baja presión el cual es captado por los compresores de baja
presión.
Todo el gas que se recibe de la planta de separación es enviado hacia dos depurador, el
mismo que se encarga de separar la mayor cantidad de condensados y evacuarlos a través
indicador de control de presión respectivamente hacia el tanque de drenaje cerrado del
proceso. El gas que sale de los depuradores es enviado a la succión de los compresores de
gas intermedia que se encuentra en paralelo.
Los compresores de gas son máquinas reciprocantes de dos etapas marca ARIEL, modelo
JGR/2, los mismos que son accionados por motores eléctricos marca SIEMENS de 350
HP, 4160V, 60Hz.
El gas comprimido y depurado en las diferentes etapas de compresión es acumulado en los
vessels o acumuladores los cuales tienen una capacidad de 115 m3 cada uno y en el vessel
que tiene una capacidad de 110 m3. Estos recipientes acumulan gas con una temperatura
aproximada de operación entre 65 y 115 °F a una presión máxima de 225 PSI, a partir de la
12
Control de procesos del sistema de captación de gas /Código: PO-GD-06-B16-025
36
cual se abren las válvulas de relevo a la tea en forma controlada. Los condensados
acumulados en los vessels son evacuados al tanque recuperador de gas a través de los
controles de nivel respectivamente.
El flujo de gas de descarga de los vessels es enviado hacia el manifold principal de
combustible de los generadores Waukesha a través de una válvula de control la cual regula
la presión a 35 PSI.
Además el gas que sale de los acumuladores es enviado hacia la succión de los
compresores de alta para suministrar combustible para la turbina. La presión en los
acumuladores no deberá ser menor de 210 PSI para garantizar la transferencia de
combustible de gas a diesel de la turbina en el evento de que el compresor de suministro de
gas combustible falle durante su operación.
El compresor A/B es una máquina reciprocarte de dos etapas, marca Ariel, modelo JGJ/2,
el mismo que es accionado por un motor eléctrico marca General Electric de 500 HP,
4160V, 60 Hz, 1200 rpm.
El gas pasa a través de una válvula de control de presión, si se está utilizando el compresor
A/B, quien mantiene la presión controlada en la línea es esta válvula, la que mantiene la
presión entre 88 y 120 PSI para la succión del compresor, además el gas es filtrado en tres
etapas, la primera de baja presión que está localizada en la succión del compresor, la
segunda o intermedia tipo coalescente que está en la descarga del compresor y la tercera
etapa de alta presión antes de ingresar a la turbina.
37
3.1.3. COMBUSTIBLE PETRÓLEO O CRUDO13
El fluido proveniente de las Estaciones de extracción de: crudo, agua y gas, ingresa a las
estaciones de tratamiento en NPF y SPF a través de los recibidores y posteriormente,
mediante un manifold se direcciona el fluido hacia el tren A y B de separación en NPF y
hacia los trenes A / B / C de separación en SPF. La condición de los equipos se encuentra
asegurada a través del sistema de mantenimiento.
Sistema de tratamiento de crudo
Cada tren de tratamiento consta de: separador de agua libre, intercambiador de calor,
separador de producción y deshidratador electrostático.
Separador de agua libre
Este es un separador trifásico el cual separa por diferencia de densidades el crudo, agua
que se encuentra en estado libre y el gas, manteniendo parámetros adecuados de niveles a
través del controlador de nivel LIC (Control e indicación de nivel), así como la presión con
un controlador PIC (Control e indicación de flujo).
El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de
energía eléctrica en NPF / SPF, en SPF además de estos generadores se dispone de la
turbina que es dual de tal manera que la mayoría de gas es utilizado por esta turbina para la
generación eléctrica, y el gas remanente es quemado en la tea.
El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de
agua contenida en el aceite BS&W.
13
Producción, Tratamiento, Almacenamiento y Transporte de Crudo/ Código: PO-PT-01-B16
38
El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de tratamiento.
Intercambiador de calor
El crudo que sale del separador de agua libre pasa por el intercambiador de calor, con la
finalidad de incrementar la temperatura manteniendo el control a través del TIC y facilitar
la deshidratación.
Separador de Producción
Al igual que el separador de agua libre, es un separador trifásico el cual separa crudo, agua
y gas, pero con ayuda de temperatura adquirida en el intercambiador de calor, es decir,
habrá separación termoquímica. El control de niveles se realiza con un LIC, y el control de
presión con un PIC.
El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los generadores de
energía eléctrica y el gas remanente es quemado en la tea.
El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del porcentaje de
agua contenida en el aceite BS&W. El agua separada del crudo es conducida hacia un
sistema de tratamiento.
Deshidratador electrostático
El separador electrostático separa crudo y agua mediante el funcionamiento de un sistema
de transformadores que elevan a un alto potencial, el cual se rectifica obteniendo corriente
continua que alimenta a dos parrillas de polaridad opuesta; y debido a la bipolaridad de las
moléculas de agua, estas son atraídas a los polos opuestos ocasionando un choque entre sí,
lo que permite formar moléculas de mayor peso y facilitar la precipitación, formando un
39
nivel que es controlado por un LIC(Control e Indicador de Nivel).
El crudo que sale de éste separador debe ser con un BS&W igual o menor a 0.5 %. y es
conducido a los tanques de almacenamiento y posteriormente bombeado hacia LOS
TANQUE DIARIOS DE GENERACIÓN A CRUDO, para luego realizar la contabilidad e
inventarios de tanques para el cálculo de producción y ser reportado en el TOW(Aplicación
de contabilización de producción). El agua separada del crudo es conducida hacia un
sistema de tratamiento
Tratamiento de agua de formación
El agua que sale de los equipos de deshidratación de crudo, es conducida hacia un sistema
de tratamiento (scrubber de agua), el cual tiene la finalidad de extraer la mayor cantidad de
aceite contenida en el agua. Este sistema consta de separadores que forman niveles de
agua y la pequeña cantidad de crudo, los cuales son controlados por un LIC, así como la
presión con un controlador PIC y conducida a los tanques de almacenamiento para
posteriormente ser inyectada. El agua producida y la inyectada en cada pozo son
contabilizadas y reportada en el TOW (Aplicación de contabilización de producción).
Los residuos líquidos generados en condiciones normales y anormales provenientes de los
pozos de inyección, serán colectados en un tanque y luego evacuados mediante el camión
succionador para finalmente ser reinyectados al proceso.
Operación del tanque SLOP (recolector de agua del proceso)
Se disponen de un tanque en NPF y dos tanques en SPF, estos tanques recogen los fluidos
provenientes de las bombas que evacuan los condensados del Tambor de Tea, estas
40
bombas trabajan en automático y tienen como finalidad mantener un nivel mínimo en este
tanque.
El tanque de Slop está provisto por un sistema de calentamiento térmico el cual permite
mantener una temperatura adecuada, además se tiene instaladas dos bombas para a través
de las cuales enviar a reproceso todo fluido que llegue a este tanque, de esta manera se
tiene un circuito cerrado de reproceso de todos los fluidos, minimizando la salida de éstos
al medio ambiente
Operación del Close drain
El Close Drain es un recipiente cerrado el cual recoge todos los drenajes de los equipos de
la planta que contienen fluidos contaminantes como son entre otros: drenajes de las
bombas de transferencia de crudo, bombas de inyección de agua de formación. drenajes de
aceite térmico, drenajes de los vessels de tratamiento de crudo, drenajes de condensados,
son fluidos compuestos por crudo y como tal deben ser reprocesados, para lo cual este
vessel tiene instaladas un sistema de bombas que trabajan en automático mediante switchs
de alto y bajo nivel los cuales dan permisivo para prender y apagar estas bombas,
garantizando de esta manera una operación de reproceso continuo dando lugar a un proceso
cíclico por cuanto una vez que se reprocesa el fluido se lleva a cabo la separación de agua
y crudo para los fines consiguientes
Parámetros de Control
LIC (Control e indicador de nivel). En el separador de agua libre a 78” de altura desde la
base, está instalado un sensor de nivel de agua que envía la señal al LIC para la realización
del control, este sensor dispone de un rango de control de 12 pulgadas; es decir,
41
78”corresponde al 0 %, y 90”al 100 % del rango.
El punto de control es normalmente el 50 % y presenta alarmas de bajo y alto nivel al 20 y
80% respectivamente con relación al rango de control.
Los sensores de niveles de crudo y agua en todos los separadores tienen el mismo
principio, con la diferencia de la altura en la que se encuentran instalados dichos sensores.
A continuación se detalla en la tabla 3.2 los rangos de control de niveles de crudo y agua
en cada uno de los separadores:
TABLA 3.2 PARÁMETROS DE CONTROL
Rango de Control
Equipo Variable
0 % 100 %
Separador de Nivel de Agua 78” 90”
Agua libre
Nivel de Crudo 105” 119”
Separador de Nivel de Agua 41” 53”
Producción
Nivel de Crudo 89” 103”
Deshidratador Nivel de Agua 33” 45”
Eletrostático
Nivel de Crudo N/A N/A
Scrubber de Nivel de Agua 118” 130”
agua
Nivel de Crudo 132” 144”
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
PIC (Control e indicador de presión). Este es un instrumento que permite controlar la
presión en un rango de 1 a 100 PSI, los cuales se encuentran seteados para mantener la
presión a 55 PSI en los separadores de agua libre, 35 PSI en los separadores de producción
y 20 PSI en los separadores de agua; además dispone de alarmas de baja y alta presión al
42
20 y 80 % respectivamente con relación al rango de control. Estos parámetros pueden ser
modificados de acuerdo a las necesidades del proceso.
TIC (Control e indicador de temperatura). En los intercambiadores de calor, así como en
los tanques de crudo, están instalados sensores de temperatura que envían la señal al TIC.
Este instrumento actúa sobre una válvula que permite el paso de aceite térmico, el mismo
es calentado con los gases de combustión de las turbinas de generación eléctrica para
transferir temperatura al crudo.
El rango de control de la temperatura es de 50 a 250 ºF y dispone de alarmas de baja y alta
temperatura al 20 y 80 % respectivamente con relación al rango de control.
El punto de control en el TIC es normalmente de 180 ºF y puede ser modificado de acuerdo
a los requerimientos del proceso.
Tanques de almacenamiento de crudo
Las Instalaciones de almacenamiento de crudo, consta de dos tanques T-2108 A/B con
capacidad nominal de 25.000 Bls. cada uno. Los Tanques tienen un sitema de
calentamiento con Aceite Térmico y un sistema de alimentación de gas blanketing para
mantener una presión interna positiva.
Los tanques de crudo tienen un rango de nivel operativo que va entre los límites de bajo y
alto con señal de alarma y los límites extremos de bajo bajo y alto alto con dispositivos de
parada de las instalaciones. Estos valores son los siguientes:
LSL-504A/B : 6’ Interruptor de nivel bajo
LSLL-510A/B: 4’ Interruptor de nivel bajo bajo
LSH-504 A/B: 36’ Interruptor de nivel alto
43
LSHH-503A/B : 38’ Interruptor de nivel alto alto
La operación segura se debe realizar en los rangos señalados, para lo cual las variables
operativas son controladas desde el DCS “Distribution Control System”, en el Cuarto de
Control.
El sistema de Gas Blanketing, está comandado por dos válvulas automáticas que permiten
la entrada o salida del gas según sea el requerimiento. Este sistema de control permite
mantener la presión interna del tanque en los valores siguientes:
Entrada de Gas: 0.5” de H2O
Salida de Gas: 1” de H2O
Adicionalmente se dispone los siguientes dispositivos de seguridad:
PSV521: 1.25” de H2O.- Tiene como función liberar excesos de presión no
controlados por el sistema anterior y se dirige hacia el medio ambiente.
PSV501: Válvula de Control de presión y vacio : que opera en un rango de 2” y
–2” de H2O.- Tiene como función la seguridad final cuando se excede las
presiones normales y permitir el ingreso de aire para mantener una presión
positiva y de esta manera evitar el colapso del tanque.
Bombas de transferencia
El Equipo de Bombeo instalado consta de dos grupos de bombas: 5 Bombas Booster y 5
bombas de Transferencia. Las Bombas booster, reciben el crudo desde los tanques de
almacenamiento a una presión variable entre 10 a 15 psi. . Valores inferiores son indicativo
de taponamiento de strainers o bajo nivel de los tanques.
44
La presión de descarga es variable entre 60 a 130 psi. y depende de los caudales que estén
manejando las bombas. Las bombas de Transferencia reciben el crudo desde las bombas
booster a una presión entre 60 a 130 psi. Valores inferiores son indicativos de
taponamiento de strainers ó deficiencia en las bombas booster. La descarga de estas
bombas está entre 450 a 1350 psi. dependiendo de los caudales que esté manejando las
bombas. Los flujos son cuantificados en los medidores disponibles previo la entrada del
crudo al Oleoducto. Todas las varables operativas de funcionamiento de las bombas
booster y de Transferencia son monitoreadas en el DCS, ver Gráfica 3.2.
GRÁFICA 3.2 ESQUEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LOS COMBUSTIBLES
CRUDO
GAS
FLUIDO
(WELLPADS SPF)
NPF
GENERACIÓN A CRUDO SPF
GENERACIÓN A GAS SPF
AGUA DE FORMACIÓN
REINYECCIÓN A POZOS
Separación
Distribución.
- MOTORES WAUKESHA
- MOTORES WARSILA
- TURBINA
PLANTA TOPPING
OBTENCIÓN DIESEL
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
3.1.4. LUBRICANTES14
Es Los lubricantes que se utiliza en los equipos de generación son requeridos de acuerdo a
las especificaciones de los fabricantes y recomendaciones de los mismos. de los cuales
14
Luis Espín: Información recopilada de las hojas técnicas y seguridad del producto/ Fabricante
45
detallaremos los principales.
VECTIS LA 540.- Aceite lubricante para moto-compresores estacionarios a gas
natural de bajo contenido de cenizas. Apto para motores de dos tiempos y de
cuatro tiempos (Waukesha, Caterpillar, Superior, etc.). Aceite mineral parafínico
aditivado.
Mobil Jet Oil II.- es un lubricante de alto desempeño para turbinas de gas de
aviación formulado con una combinación de un fluido sintético sumamente estable
y un singular paquete de aditivos químicos. La combinación provee una
excepcional estabilidad térmica y oxidativa para resistir el deterioro y la formación
de depósitos tanto en la fase líquida como en la de vapor, además de una excelente
resistencia a la formación de espuma.
El rango efectivo de funcionamiento está entre -40ºC (-40ºF) y 204ºC (400ºF). Está
diseñado para motores de turbina de gas de aviación usados en servicio comercial y
militar que requieren el nivel de desempeño de la norma MIL-PRF-23699. También
es recomendado para turbinas de gas de aviación usadas en aplicaciones de
servicios industriales o marinas.
Texaco Rando HD.- Es un aceite hidráulico utilizado en los arrancadores
hidráulicos de las turbinas LM-2500
Texaco Regal 32.- Son aceite sintéticos de larga duración utilizado en las
generadores eléctricos de las turbinas LM-2500.
46
3.1.5. RENDIMIENTO DE LAS TURBINAS LM 2500 CON COMBUSTIBLES
GAS NATURAL & DIESEL15
Los datos de rendimiento y especificaciones del paquete global, es un conjunto de mapas
de eficiencia que se incluyen para calcular el rendimiento general de la unidad con
combustibles de gas natural y diesel. Esto implica el servicio continuo a cargas diferentes
de las unidades, temperatura ambiente.
El servicio continuo y las limitaciones máximas del generador de la turbina a gas se
establecen en diferentes temperaturas del nivel del mar o en la altitud. El alternador puede
tener a medida la total disponibilidad del eje de potencia de la Turbina de gas puede ser
utilizado siempre para producir potencia eléctrica. Para la operación el Factor de Potencia
0,90 o reducido a niveles KW. La eficiencia del alternador debe ser más ajustada del valor
nominal de 0,980.
El ajuste afectaría directamente la Potencia de los terminales del Generador y las
especificaciones, consumo de combustible del paquete. La figura 3.1 muestra la
CAPABILIDAD Y EFICIENCIA de los Generadores Estándar 60Hz y 50 Hz.
15
Manual: Stewart & Stevenson General Electric LM-2500 Gas Turbine
47
FIGURA 3.1 POTENCIA DE LOS TERMINALES DEL GENERADOR
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
48
3.1.5.1. Rendimiento con Combustible Diesel
El análisis de rendimiento de las unidades de generación eléctrica se realizó en base a la
carga, poder calorífico de cada combustible, flujo de combustible y temperatura, para saber
cuál es su comportamiento de cual se puede determinar que la temperatura no influye en su
operación porque si observamos la tabla estamos dentro de los parámetros, pero si va a
influir la locación en la cual operen es decir sea a nivel de mar o altitud, y que calor este el
día, porque existen unidades tiene recinto y otras que están la intemperie.
Para determinar el rendimiento dependemos en su mayoría del valor del poder calorífico
del combustible como se puede observar en la Tabla 3.3, mientras más bajo sea los BTU
del combustible será mayor el consumo de combustible y si es más alto tendremos un
ahorro considerable lo que es importante destacar también la carga de la unidad en
operación, es significativa, tienes menos carga también tenemos ahorro en combustible
diesel.
TABLA 3.3 TURBINA DE GAS GE LM 2500 - 33
GE LM2500-33 GAS TURBINE
GENERATOR SET PERFORMANCE
CARGA
MW
FLUJO COMB.
MMBTU/HR
FLUJO COMBUSTIBLE
BPD
10,5 120,0 470,4 489,8 507,9 527,5 548,6 571,4
11,9 130,0 509,6 530,6 550,3 571,4 594,3 619,0
13,1 140,0 548,8 571,4 592,6 615,4 640,0 666,7
14,6 150,0 588,0 612,2 634,9 659,3 685,7 714,3
16,0 160,0 627,2 653,1 677,2 703,3 731,4 761,9
17,3 170,0 666,4 693,9 719,6 747,3 777,1 809,5
LHV (BTU/GL) 145.768 140.000 135.000 130.000 125.000 120.000
TEMP. AMBIENTE 80°F 80°F 80°F 80°F 80°F 80°F
DIFERENCIA (17.3 - 10.5) BPD 196,0 204,1 211,6 219,8 228,6 238,1
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
49
GRÁFICA 3.3 CONSUMO DE DIESEL
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Para esta gráfica se anexa los Reportes de análisis de muestras en el Anexo 3.1.
3.1.5.2. Rendimiento con Combustible Gas Natural
De igual formo se procedió a realizar este análisis cambiando el combustible a Gas Natural
que es suministrado desde procesos. El análisis de rendimiento de la unidad consistió en
determinar cuál es la diferencia generar energía a gas natural, el mismo que no tiene
ningún proceso en especial para su consumo en las unidades.
Visualizándolo desde la parte económica es muy importante aprovechar los recursos que
tienen el proceso y no quemar en las antorchar, por lo tanto el poder calorífico sigue siendo
un punto bien importante en la generación. El flujo de consumo de gas va ser mayor cundo
se tenga cargas altas y es beneficioso para la empresa aprovechar todo el gas que se
obtiene, entonces a mayor carga mayor consumo y a menor carga menor consumo, Tabla
3.3.
50
TABLA 3.4 TURBINA DE GAS GE LM 2500 - 33
GE LM2500-33 GAS TURBINE
GENERATOR SET PERFORMANCE
CARGA
MW
FLUJO COMB.
MMBTU/HR
FLUJO COMBUSTIBLE
SCFD
10,5 120,0 2763915,5 2691588,8 2664051,9 2809756,1
11,9 130,0 2994241,8 2915887,9 2886056,3 3043902,4
13,1 140,0 3224568,1 3140186,9 3108060,6 3278048,8
14,6 150,0 3454894,4 3364486,0 3330064,9 3512195,1
16,0 160,0 3685220,7 3588785,0 3552069,3 3746341,5
17,3 170,0 3915547,0 3813084,1 3774073,6 3980487,8
LHV (BTU/SCFD) 1.042 1.070 1.081 1.025
TEMP. AMBIENTE 80°F 80°F 80°F 80°F
DIFERENCIA (17.3 - 10.5) SCFD 1151631,5 1121495,3 1110021,6 1170731,7
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
GRÁFICA 3.4 CONSUMO DE GAS NATURAL
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Para esta gráfica se anexa los Reportes de análisis de muestras en el Anexo 3.2.
51
3.1.5.3. Rendimiento de Generadores Waukesha
Los resultados obtenidos del análisis de la muestra de gas, se procede a ingresar estos datos
en el programa de cálculo del WKI (WAUKESHA KNOCK INDEX), ver Figura 3.2 y
Gráfica 3.5 según este análisis podemos deducir que el WKI es de 69,58, con este resultado
me ubico en el gráfico la curva para encontrar el tiempo de la unidad para operar es
aproximado a 14°. El cual está dentro de los parámetros normales de operación. Al igual
que el poder calorífico que según este análisis es de 1184,7 (BTU/ft3) Este análisis se lo
realiza dos veces por año
FIGURA 3.2 WAUKESHA KNOCK INDEX
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
52
GRÁFICA 3.5 WAUKESHA KNOCK INDEX16
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
3.1.6. EMISIONES DE GASES17
Las Emisiones de gases que generan las unidades de combustión interna, son monitoreadas
y registradas en las fases de producción y perforación, las mismas señalarán el nivel de
cumplimiento de la operadora y sus contratistas bajo los lineamientos establecidos por el
Organismo de Control Ambiental.
Para la demostración del cumplimiento con la presente norma de emisiones al aire desde
fuentes fijas de combustión, los equipos, métodos y procedimientos de medición de
emisiones, deberán cumplir con los requisitos técnicos mínimos, establecidos a
continuación:
16
Luis Espín: Análisis realizado en base a la cromatografía de gas y el software del proveedor Waukesha 17
Registro Oficial N° 430: Emisiones de gases AM0-91 Publicada jueves 4 de febrero del 2007.
53
A.- Plataforma de Trabajo, con las características descritas en la Figura 3.3.
B.- Escalera de acceso a la plataforma de trabajo.
C.- Puertos de Monitoreo para las chimeneas sometidos a evaluación
FIGURA 3.3 PLATAFORMA DE MONITOREO DE GASES DE FUENTE FIJA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
La ubicación de los puertos de muestreo se colocarán a una distancia de al menos ocho
diámetros de chimenea corriente abajo y dos diámetros de chimenea corriente arriba de una
perturbación al flujo normal de los gases de combustión, entendiéndose por perturbación
cualquier codo, contracción o expansión que posea la chimenea o conducto.
54
De preferencia el pórtico debe ser una unión de 3 pulgadas de diámetro rosca NTP,
directamente soldada a la chimenea. Para el caso de chimeneas con diámetro menor a 30
cm, se instalarán dos pórticos de 1 pulgada, según lo establece en la EPA, Parte 60,
Apéndice A, Método 1A
Para todos los equipos de combustión interna que participan dentro de las fases de
producción y perforación, se realizará la evaluación de los parámetros NOX, SO2, CO,
PM10, COVs, HAPs y adicionalmente se registrará la Temperatura (°C) y el Oxígeno (%)
del gas (Anexo 2 Tabla 2.2 y Norma 2.3). Sólo se realizarán los muestreos y/o mediciones
en aquellos campamentos o equipos que estén operativos durante el periodo de muestreo.
En la Tabla 3.5 muestra los componentes de evaluación ambiental dentro de las actividades
específicas que componen las fases de Producción y Perforación.
TABLA 3.5 MONITOREO DE EMISIONES ATMOSFERICAS
Tipo de Monitoreo Parámetros Puntos de Muestreo Frecuencia
Gases y Partículas
NOX
CO
SO2
MP10
COVs
HAPs
T°C
O2 %
En todos los equipos de Generación
Eléctrica dentro de las Fases de
Perforación.
Semanal
En todos los equipos de Generación
Eléctrica dentro de las Fases de
Producción incinerador, campamentos y
topping.
Trimestral
En todos los tanques de almacenamiento
de crudo dentro de las Fases de
Producción
Anual
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
55
3.1.6.1. Equipo de Monitoreo18
3.1.6.1.1. Equipo Gas Analyzer TESTO 350 X/ML
La determinación de gases de combustión dióxido de azufre(SO2), monóxido de carbono
(CO), monóxido de nitrógeno y dióxido de nitrógeno (NO2) es la determinación de la
cantidad de óxidos inorgánicos no oxidables presentes en una corriente de gas de
chimenea, el análisis de gases de combustión por celdas electroquímicas es el equivalente
al antiguo análisis Orsat, y se expresan en unidades químicas como son los ppmv o los
mg/m3 de gas seco de combustión, en un rango de detección de 2 - 1000 ppm para NO, 2 -
1000 ppm para CO y 2 – 1000 ppm para SO2, y con dilución de muestra es de 2 – 10 000
ppm para NO, 2 – 80 000 ppm para CO y 2 – 4 000 ppm para SO2.
3.1.6.1.2. Tren Isocinético APEX INSTRUMENTS
El tren isocinético es un equipo utilizado para determinar el material particulado de fuentes
fijas de calderos, hornos, generadores eléctricos, motores de combustión interna, turbinas
e incineradoras en un rango de 0,5 – 170 mg/m3. Figura 3.4
FIGURA 3.4 TREN ISOCINÉTICO
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
18
Manual: Equipo de Gas analizar, Testo 350 X/ML
56
Hacer el reconocimiento del equipo a monitorear, indicando al Operador los
objetivos y requerimientos de nuestro trabajo. Esta acción se debe realizar para
conocer las condiciones operativas del generador durante el monitoreo, a más de
determinar la marca, modelo, serie, tipo de combustible que utiliza y potencia de
funcionamiento.
Entregar los análisis de riesgo y llenar el permiso de trabajo para la ejecución del
monitoreo donde se incluye: equipo de seguridad personal (mínimo 2 técnicos),
verificación de seguridad del sitio, verificar la existencia e instalar el freno o
trancas de hule en la plataforma móvil a usarse, verificación de mantenimiento y
calibración de equipos, seguridad de operación.
Solicitar al operador que la fuente emergente trabaje en condiciones normales de
operación.
Encender y preparar los instrumentos electrónicos de campo para el monitoreo de
las emisiones de acuerdo a lo indicado en el manual operativo.
Para el monitoreo de gases de combustión Tabla 3.5, 3.6 y Figura 3.5, introducir la
sonda en el puerto de muestreo utilizando un disco protector, sin rozar con las
paredes de la chimenea y en el centro de la misma, se enciende la bomba de
aspiración de gases y se espera alrededor de cinco minutos o hasta que se estabilice
las lecturas, es decir, que sean constantes o que no varíen en más de 3 ppm.
Imprimir los resultados y posteriormente se archivan los protocolos.
Purgar el sistema aspirando aire fresco.
Limpiar correctamente la sonda de muestreo, extraer los condensados si los hubiere
en la trampa de condensados verificar el estado de los filtros.
Para el muestreo de material particulado se utiliza el tren isocinético el mismo que
toma una muestra de la emisión que permite determinar la concentración de
57
material particulado y el flujo del gas portador, con el fin de calcular el flujo
másico del contaminante, para esto se utilizan los métodos EPA del 1 al 5 y su
respectiva variaciones para el monitoreo de HAPs y COVs.
Al término del monitoreo revisar la información obtenida y registrarla en el
documento interno correspondiente. Limite NOX mg/m3, Gas=300 y Diesel=400.
Parte de estos valores son emitidos por el Equipo de medición, y los cálculos son
realizados en base a la norma AM-091 vigente desde el enero del 2007, en base a
esta fórmula. Fórmula 3.1
Dióxido de Carbono (CO2), Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de nitrógeno
(NO2), Óxido Nítrico (NO), Oxigeno (O2), Dióxido de Azufre (SO2), Óxidos de
carbono (Nox), y Compuestos orgánicos volátiles (COV’s), MP10(Material
Particulado), HAPs (Hidrocarburos Aromáticos Policiclicos)
FÓRMULA 3.1 EQUIPO DE MEDICION EN BASE A NORMA AM - 091
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
58
TABLA 3.5 MONITOREO DE GASES DE ESCAPE TR-1170A19
CON COMBUSTIBLE DIESEL 01-AGOSTO-2011
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
TABLA 3.6 MONITOREO DE GASES DE ESCAPE TR-2170B20
CON COMBUSTIBLE GAS NATURAL 01-AGOSTO-2011
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
19
Luis Espín: Datos obtenidos de las 5 lecturas con equipo operando a combustible Diesel. 20
Luis Espín: Datos obtenidos de las 5 lecturas con equipo operando a combustible Gas natural.
59
FIGURA 3.5 MONITOREO DE GASES DE ESCAPE DE LOS GENERADORES
WAUKESHA CON COMBUSTIBLE GAS NATURAL
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
3.1.6.1.3. Estándar Medioambiental Mínimo
Los niveles de emisión de SOx, NOx, y COV desde fuentes puntuales en todas las
instalaciones nuevas se encontrarán dentro de los siguientes valores máximos:
SO2 (desde la instalación de producción de petróleo) 1000
NOx en equipos a gas (por ejm, turbinas) 320, expresado como NO2 (o 86 mg * k/J)
NOx desde equipos impulsados con combustibles líquidos (por ejemplo, turbina diesel)
460, expresado como NO2 (o 130 mg * k/J)
COV incluyendo benceno 20 Meta Medioambiental
Los niveles de emisión de SOx, NOx y COV (incluyendo el benceno) procedentes de
fuentes puntuales en todas las instalaciones nuevas y existentes cumplirán los estándares
anteriores.
CAPÍTULO IV
61
CAPÍTULO IV
4. MANTENIMIENTO.21
El mantenimiento es un conjunto de actividades destinadas a mantener o restablecer un
bien en un estado en condiciones determinadas de seguridad de funcionamiento para
cumplir una función requerida. Estas actividades son una combinación de operaciones
técnicas, administrativas y de gestión. Estos trabajos realizados oportunamente, permiten
evitar la aparición o aumento de fallos (defectos), aumenta la confiabilidad, disponibilidad,
durabilidad de los equipos y disminuyen el desgaste de las piezas.
El Mantener la disponibilidad y confiabilidad en los equipos de generación eléctrica se
basa específicamente en el cumplimiento con las especificaciones, requerimientos
necesarios para garantizar el correcto funcionamiento de los equipos, Minimizar los
impactos ambientales y prevenir los riesgos laborales en las actividades diarias.
Para llevar un buen mantenimiento se debe seguir los siguientes pasos:
Reducir las interrupciones imprevistas
Aumentar la disponibilidad y vida útil del equipo
Mantener y mejorar las condiciones de seguridad del equipo y del personal.
Conservar el Medio Ambiente
4.1. TIPOS DE MANTENMIMIENTO
Existen muchos sistemas de mantenimiento, de los cuales son cuatro los más utilizados a
nivel mundial.
21
Sistema de Gestión en Integrado/Mantenimiento de equipos de Generación
62
Mantenimiento Correctivo o Reactivo
Mantenimiento Preventivo o Planificado
Mantenimiento Predictivo o por Condición
Mantenimiento Proactivo o TPM (Total Productive Maintenance)
4.1.1. MANTENIMIENTO CORRECTIVO O REACTIVO
Desde la primera vez que las máquinas fueron utilizadas en la industria hasta cerca de los
años 70 todos los procedimientos de mantenimiento, a excepción de la lubricación
periódica, eran intentos de arreglar o reemplazar elementos de máquina posterior a su daño
o rotura. Por lo que no existía una planificación previa del accionar.
Últimamente es un método inseguro y literalmente se lo puede describir como "Un
accidente que se espera que pase". En algunos casos el pobre mantenimiento puede destruir
temprano un equipo nuevo.
Ventajas del Mantenimiento Correctivo
No necesita inversión inicial
Aprovecha al máximo la vida útil de los elementos
Evita acciones de arme y desarme frecuentes que pueden deteriorar los
mecanismos.
Desventajas del Mantenimiento Correctivo
Constante suplemento de recursos para piezas nuevas
Los fallos pueden ser catastróficos afectando también a equipos vecinos
No se sabe cuándo va a fallar, paralizar y perjudicar la producción
63
Estadías largas
Afecta la seguridad del personal de la planta
Afecta el medio ambiente
Acciones del Mantenimiento Correctivo
Reparaciones menores
Reparaciones medias
Overhaul
Lubricar
4.1.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO O PLANIFICADO
El avance de la tecnología de la computación en los años 70 posibilitó la creación de
archivos con los requerimientos de una planta y esto fue el origen de programas de
mantenimiento basados en esos datos. Este sistema estima la vida útil de elementos de
máquina, basados en estudios estadísticos de componentes similares que han fallado
previamente.
Este conocimiento es usado en la programación de acciones planificadas para evitar el
fallo o deterioro de un equipo y buscar una mayor durabilidad y disponibilidad de las
máquinas; así el mantenimiento preventivo desplazó al mantenimiento reactivo reduciendo
las averías de las máquinas.
En la actualidad este sistema de mantenimiento es el más aceptado y practicado en la
industria.
64
Ventajas del Mantenimiento Preventivo
Aumenta durabilidad de los equipos
Aumenta disponibilidad de los equipos
Se sabe cuándo y cuánto será la estadía
Se planifica administrativamente
Aumenta la seguridad
Desventajas del Mantenimiento Preventivo
El mantenimiento puede ser excesivo, aumentando los costos
No aprovecha al máximo la vida útil de los elementos de máquina.
El accionar puede provocar deterioros prematuros
Acciones del Mantenimiento Preventivo
Limpiar
Lubricar
Ajustar
Reapretar
Calibrar
Regular
Cambiar
Reparar con carácter planificado
4.1.3. MANTENIMIENTO PREDICTIVO O POR CONDICIÓN
Para evitar un sobre mantenimiento en los equipos, es necesario monitorear la condición
del equipo basado en sus características operacionales. Entonces el predictivo o filosofía de
65
mantenimiento basado en la condición proporcionará una señal de peligro antes que falle el
equipo. Estas señales pueden ser por alta vibración y ruido, incremento de la temperatura,
o un cambio en la composición o consistencia de lubricantes de la máquina.
Si en las máquinas de la planta se monitorea estos parámetros y la condición del equipo es
conocida por el personal de la misma; entonces el mantenimiento puede ser planificado
eficiente y efectivamente. Este sistema pretende predecir cuando ocurre el fallo, para
resolverlo previamente pero lo más cercano posible.
En el mantenimiento predictivo hay dos tipos de monitoreo que son:
Monitoreo discreto (periodicidad)
Monitoreo continuo
La periocidad en el monitoreo discreto puede ser: diario, semanal, quincenal, mensual, etc.
Según la criticidad del equipo.
Ventajas del Mantenimiento Predictivo
Aprovecha racionalmente el recurso de los elementos
Disminuye mucho las paradas no programadas y estadías
Garantiza la seguridad del equipo y personal
Garantiza el cuidado del medio ambiente
Aumenta la eficiencia de los equipos
Desventajas del Mantenimiento Predictivo
Necesita de una gran inversión
Es necesario personal calificado
66
Acciones del Mantenimiento Predictivo
Monitorear
Diagnosticar
Pronosticar
4.1.4. MANTENIMIENTO PROACTIVO O POR TPM (TOTAL PRODUCTIVE
MAINTENANCE)
Es la nueva práctica del mantenimiento, fue creado en Japón en la década de los 80 con lo
cual incrementó en un 30% la disponibilidad sin costos equivalentes. En este sistema de
mantenimiento no es solamente importante conocer si y cuando una máquina puede fallar,
sino también conocer porque una máquina puede fallar. Este alcance proactivo se basa en
el conocimiento de la causa raíz de los problemas que originan indisponibilidad y falta de
confiabilidad de equipos y sistemas; además de un profundo conocimiento de la
maquinaria, funcionamiento, las precauciones y cuidados y sus posibilidades reales por
parte de todos los departamentos de una industria.
Esto es una propuesta más avanzada y que requiere precisión, compresión de los
parámetros de medición de un equipo y gran conocimiento para discernir sobre los
problemas mecánicos indicados por los datos recolectados. Dos ejemplos de causa raíz de
fallos son el desbalanceo y la desalineación, que corrigiéndolos a tiempo y adecuadamente
incrementan la vida útil de la maquinaria.
Para llevar a cabo una implementación exitosa del TPM se debe considerar los siguientes
pasos:
Procesos de mejoramiento continuado aplicados por áreas
Producción por Celdas o Células de Trabajo
67
Proceso de descongestionamiento de los espacios de trabajo para mejor utilización
La capacidad de hacer cambios de herramental a gran velocidad (tiempo).
Es una filosofía de mantenimiento que optimiza las inversiones que la Compañía realiza en
mantenimiento correctivo, preventivo, predictivo y proactivo para maximizar la
disponibilidad y capacidad de la instalación y minimizar los costos.
Eliminación de los tiempos muertos de la instalación
Conocimiento constante de la condición de los equipos.
Eliminación de las causas raíz de los problemas
Compromiso para extender al máximo la vida útil de los equipos
Coordinar en forma óptima las actividades de Mantenimiento y Operaciones.
El mantenimiento se realiza conociendo exactamente lo que está ocurriendo.
Aplicación de las prácticas más óptimas (PM, PDM, PAM) en cada caso.
Comprometer el mantenimiento con los objetivos de largo plazo de la Compañía
Minimizar la cantidad de repuestos en bodega.
El mantenimiento industrial requiere una integración balanceada de las prácticas de
mantenimiento. Estas prácticas no son independientes, ver figura 4.1.
FIGURA 4.1 SOFTWARE MAXIMO PARA MANTENIMIENTO
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
68
La información de Condición dada por el PDM es la llave integradora para balancear las
prácticas de Mantenimiento Preventivo y Proactivo.
4.2. MANTENIMIENTO EQUIPOS DE GENERACIÓN ELECTRICA22
En el Bloque 16, se realiza los mantenimiento de equipos de generación eléctrica las
mismas están orientados a la corrección, prevención y detección de fallas. Así, se lleva a
cabo programas de mantenimiento que aseguren el correcto funcionamiento de los equipos
de acuerdo al procedimiento de mantenimiento registrado en la aplicación MAXIMO
(Figura 4.2).
FIGURA 4.2 SOFTWARE MAXIMO PARA MANTENIMIENTO
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Máximo es la herramienta de Gestión de Mantenimiento con la cual la empresa puede
coordinar las diversas tareas y administrar sus recursos, tanto humanos como de equipos
materiales y repuestos.
22
http//Repsol.com/máximo (Aplicación que emite, registra los planes de mantenimientos)
69
Máximo abarca dentro de sí los siguientes ámbitos de acción:
Coordinación de tareas de mantenimiento, asignando prioridades, personal,
tiempos, procedimientos y normas.
Implementación y puesta en marcha de los programas de mantenimiento
preventivo.
Elaboración de planes de trabajo.
Administración de personal, asignación de horarios y turnos, registro de horas de
trabajo, ficha de datos personales, etc.
Control de Inventario de equipos, repuestos y materiales; manejo de bodegas.
Control y registro de compras, recursos y requisiciones.
Todos los instructivos de trabajo serán creados y subidos a la aplicación de mantenimiento
MAXIMO. Uno de los objetivos de la Gestión de Mantenimiento es lograr que todo y cada
uno de los empleados de la empresa conozca en cualquier momento qué tareas se están
ejecutando y qué es lo que se requiere hacer; lo cual implica una comunicación constante y
eficiente entre los diversas sectores de la empresa.
A través de la herramienta MAXIMO, cualquier persona tiene la posibilidad de ingresar al
sistema los trabajos que su departamento requiere creando un AVISO DE DEFICIENCIA.
Inmediatamente su requerimiento es conocido por los coordinadores de las diferentes
aéreas. Si es procedente, se lo verifica, planifica y ejecuta adecuadamente. En todo
momento es posible que cualquier persona realice un seguimiento del estado de las tareas
a través del sistema; convirtiéndose Máximo en un medio de interacción dinámico, y
permanente dentro de la empresa, a continuación en la Gráfica 4.1.
70
GRÁFICA 4.1 SECUENCIA QUE SIGUE UN AVISO DE DEFICIENCIA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
4.2.1. PLANES DE MANTENIMIENTO
Es importante que los planes de mantenimientos no hace falta elabora dicho plan, cada
vez que se realice una actividad en un equipo, está establecido por lo tanto se debe
cumplir en los mantenimiento Mecánicos, Instrumentos y Eléctricos (Anexo 3 Tabla
3.1, 3.2, y 3.3), minimizar impactos al medio ambiente que pudieran ser ocasionados en las
tareas realizadas para mantener en apropiadas condiciones de operación los equipos.
71
4.2.1.1. Planta de Generación a Crudo (ver tabla 4.1)
Las actividades de la planta de generación a crudo son:
Mantenimiento de los motores
Mantenimiento de equipos auxiliares del motor
Mantenimiento de elementos de recambio (trabajos de taller)
TABLA 4.1 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO GENERAL
Generadores Wartsila Horas Tiempo Señalamiento
A Intervenir Operación Días
CHEQUEO
Mecánicos 250,00 10
Inspeccione los
componentes
externos de la
máquina para la
seguridad de la
instalación
Mecánicos
Instrumentos 500,00
21
Chequeo
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
1.000,00
42
Cambios filtros
aceite,
combustible,
calibración,
mediciones
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
2.000,00 83
Cambios filtros
aceite,
combustible,
calibración,
mediciónes
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
Cambio
inyectores,
calibraciones
4.000,00 167
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
8.000,00
333 Verificación
estado de partes
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
12.000,00
500
Overhaul
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
72
4.2.1.2. Planta de Generación a Diesel & Gas (ver tabla 4.2)
Las actividades de la planta de generación a gas & diesel:
Mantenimiento de turbinas
Mantenimiento de auxiliares de turbinas
Mantenimiento de turbinas Solar Centauro
Mantenimiento de motores Waukesha
Mantenimiento de los motores Caterpillar
Mantenimiento de los motores Detroit serie 149
Mantenimiento del motor Kholer
Mantenimiento del compresor de gas Gemini
Mantenimiento de los compresores Ariel
TABLA 4.2 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO GENERAL
Turbinas LM-2500 Horas
Operación
Tiempo
Días Señalamiento
A Intervenir
CHEQUEO
Mecánicos
Instrumentos 1.440,00 60 Bimensual
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
4.320,00 180 Semestral
Mecánicos
Instrumentos
Eléctrico
8.640,00 360 Anual
Mecánicos
Instrumentos 25.000,00 1.042
Cambio de partes
Calientes
Mecánicos 50.000,00 2.083 Overhaul
73
Generadores Waukesha Horas
Operación
Tiempo
Días Señalamiento
A Intervenir
CHEQUEO
Mecánicos 250,00 10
Inspeccione los
componentes
externos de la
máquina para la
seguridad de la
instalación
Mecánicos
Instrumentos 1.250,00 52
Cambio Aceite,
filtros, mediciones
de compresión
Mecánicos,
Instrumentos,
Eléctricos
2.500,00 104
Cambio Aceite,
filtros, mediciones
de compresión,
bujías, calibración
fisher,
carburadores,
auxiliares
Mecánicos,
Instrumentos,
Eléctricos
5.000,00 208
Cambio Aceite,
filtros, mediciones
de compresión,
bujías,
carburadores,
auxiliares,
generador, cambio
válvulas fisher
Mecánicos,
Instrumentos,
Eléctricos
10.000,00 417
Top Overhaul,
cambio de partes,
verificación de las
mismas
Mecánicos
Instrumentos Eléctrico
20.000,00 833 overhaul
Mecánicos
Instrumentos Eléctrico
40.000,00 1.667 overhaul
74
Compresores Horas
Operación
Tiempo
Días Frecuencia
A Intervenir
CHEQUEO Mecánicos 2.500,00 104
Cambio, aceite,
chequeo de pistón,
eje, válvulas
Mecánicos,
Instrumentos,
Eléctricos
5.000,00 208
Cambio, aceite,
chequeo de pistón,
eje, válvulas
Mecánicos,
Instrumentos,
Eléctricos
10.000,00 417 Overhaul
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
4.2.2. ACTIVIDADES ASOCIADAS AL MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA
Los mantenimientos de los equipos se realizarán de acuerdo a los planes de mantenimiento
ingresados en la aplicación de Máximo y bajo estos parámetros establecidos los técnicos
realizaran su actividad en cada uno de los equipos a intervenir.
4.2.2.1. Evaluación
Los coordinadores del área involucrada (producción y generación) realizarán junto con el
personal de mantenimiento mecánico la evaluación del estado actual de los equipos con el
fin de medir el alcance de los trabajos necesarios, para luego personal de mantenimiento se
encargue de la elaboración de listas de materiales y recursos con que cuentan o que serían
necesarios en caso de realizar una reparación.
75
4.2.2.2. Análisis
La coordinación de los mantenimientos sean estos mecánicos e instrumentos se realizara
conjuntamente con la ayuda de los técnicos y ayudantes un análisis exhaustivo de cuál fue
la falla, de qué magnitud es el daño y cuál es la solución para poner en marcha el equipo
nuevamente.
En este análisis se deben considerar los siguientes puntos:
Recursos materiales disponibles y requeridos
Recursos humanos requeridos
Recursos de maquinaría
Tiempos de ejecución
Garantías sobre los trabajos
4.2.2.3. Reparación
Siempre se tratará que los trabajos de reparación sean realizados en sitio, bajo la
supervisión directa del personal de REPSOL. En casos especiales se determina que la
reparación no puede realizarse en el campo, el equipo deberá ser enviado a un centro de
servicio designado por el área de Compras y Contratos, para lo cual el Coordinador de
Mantenimiento elaborará una solicitud de servicios en el SAP (Aplicación de solicitud de
materiales).
4.2.2.4. Equipo Rotativo
Las actividades asociadas al mantenimiento de equipos rotativos son:
76
En Bombas incluye:
Montaje, desmontaje u overhaul.
Cambio y/o resorteo de sellos mecánicos.
Chequeo y/o cambio de cojinetes.
Chequeo y/o cambio de rodamientos.
Desmontaje, montaje u overhaul de la trhust chamber.
Cambio de aceite.
Limpieza del drenaje.
En Motores eléctricos incluye:
Montaje, desmontaje u overhaul.
Cambio de aceite.
Chequeo y/o cambio de cojinetes.
Chequeo y/o cambio de rodamientos.
Alineación motor-bomba
En Motores de combustión interna incluye:
Montaje, desmontaje u overhaul
Cambio de aceite.
Cambio de filtros "aceite, aire, combustible".
Limpieza del radiador
Chequeo ó cambio de baterías
Chequeo ó cambio de bandas
77
En Compresores incluye:
Montaje, desmontaje u overhaul.
Cambio de aceite o cambio de filtros (aceite, aire y elemento separador).
Chequeo y/o cambio de bandas.
En Enfriadores de bombas incluye:
Montaje o desmontaje.
Limpieza de las superficies extendidas.
Limpieza de capilares "baqueteado";
En Enfriadores de gas incluye:
Montaje o desmontaje.
Lubricación.
Revisión y/o cambio de las bandas.
En Blowers incluye:
Montaje o desmontaje.
Lubricación.
Limpieza del rotor del blower
4.2.2.5. Taller de Mantenimiento Mecánico
Las actividades asociadas al taller de mantenimiento mecánico son:
Pruebas de motores eléctricos.
Transporte de equipos mediante el puente grúa.
78
Limpieza de equipos estáticos y rotativos en el área de lavado.
Manejo de Roscadora.
Manejo de la Prensa.
Almacenamiento de accesorios y herramientas en la bodega.
Almacenamiento de lubricantes (aceite, grasa) en la bodega de lubricantes.
Balanceo de elementos rotativos
4.2.2.6. Taller de Máquinas Herramientas
Las actividades asociadas al taller de máquinas herramientas son:
Mecanizado de:
Superficies cónicas.
Superficies cilíndricas.
Superficies esféricas.
Superficies planas.
Perforaciones en materiales
Soldadura
Por electrodo revestido
Oxiacetilénica.
Eliminación de rebabas.
79
4.2.2.7. Basado en Condición
Las actividades asociadas al mantenimiento basado en condición son:
Monitoreo de vibraciones mecánicas.
Monitoreo de baroscopio de partes internas del equipo
Evaluación de condición de equipo Reciprocante.
Balanceo.
Alineación.
Tomar muestras de aceites.
Monitorear temperaturas.
Análisis de aceite
Medir y regular flujo.
4.2.2.8. Reacondicionamiento
Las actividades asociadas al reacondicionamiento de sellos mecánicos son:
Limpieza de las partes del sello mecánico.
Medición de paralelismo de caras.
Desbastado de caras.
Abrillantado de caras.
Medición de la planitud de las caras utilizando luz monocromática.
Armado de sellos mecánicos
4.3. CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD, APLICADAS AL
MANTENIMIENTO
Repsol desde sus inicios de operación en el bloque 16, La finalidad que tiene es
80
confiabilidad, y disponibilidad como herramientas, que pueden auxiliar en gran medida la
toma de decisiones del personal de mantenimiento como equipo de trabajo en la empresa.
La buena gestión estratégica de mantenimiento es considerado durante mucho tiempo,
como una actividad que no requería un profundo conocimiento técnico. Pero en este
mundo globalizado y altamente competitivo, el conocimiento técnico - científico es cada
vez más necesario, siendo la confiabilidad, disponibilidad y el mantenimiento tres
disciplinas que lo puede propiciar es el buen desarrollo de los equipos en operación.
La confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad, forman parte de la cotidianidad del
mantenimiento. Si se analiza la definición moderna de mantenimiento, se verifica que la
misión de este es “garantizar” la disponibilidad de la función de los equipos e
instalaciones, de tal modo que permita atender a un proceso de producción o de servicio
con calidad, confiabilidad, seguridad, preservación del medio ambiente y costo adecuado.
Por otro lado, las funciones de un equipo o sistema pueden ser clasificadas en:
Primarias
Secundarias.
Las funciones primarias comprenden el motivo por el cual el objeto existe y son
normalmente definidas por el nombre del objeto, siendo importante que en la descripción
de las funciones primarias sean incluidos:
Patrones de desempeño deseado y/o esperado
Patrones de cualidad establecidos por el cliente
Patrones de seguridad y preservación del medio ambiente
Por el lado de las funciones secundarias, estas son menos obvias que las primarias, sin
81
embargo, estas funciones son indispensables a la hora de aumentar el valor agregado del
equipo, contribuyendo con su calidad. Como ejemplo de funciones secundarias se tienen la
apariencia, la higiene, el soporte, las mediciones, etc. Sin olvidar, claro está, que existen
otras funciones secundarias ejercidas por aditamentos del sistema, como dispositivos de
protección y control (instrumentación), que típicamente son, entre otras:
Llamar la atención
Apagar
Eliminar o descargar
Pausar (en reserva)
Alejar del peligro
Entre las generaciones del mantenimiento. En la primera se evidencia la premisa, reparar
después de que ocurre la falla. (Mantenimiento correctivo). En los años 60 surge el
concepto de la prevención como economizadora de gastos, ahí aparece el mantenimiento
preventivo, donde se analiza un punto óptimo en el que la combinación adecuada de
mantenimiento preventivo y correctivo trae consigo los menores costos y con el avance de
la tecnología aparece la filosofía del mantenimiento tomo un carácter predictivo.
El avance en la electrónica y las técnicas de mantenimiento basadas en el tiempo
demandaban prácticas de mantenimiento basados en conceptos que no afecten la seguridad,
salud de las personas y del medio ambiente. Por tanto los nuevos avances tecnológicos
exigía que una nueva filosofía de mantenimiento debería ser aplicada al mantenimiento
basado en la condición es decir técnicas predictivas efectivas de acompañamiento de las
condiciones de los equipos, así como por la propagación de los conocimientos de la
confiabilidad en el mantenimiento.
82
Es así como la confiabilidad pasa a ser una disciplina clave en el proceso de
mantenimiento, donde se aplican conceptos extremadamente útiles y simples, conceptos
que permitan hoy en día que los mantenimientos estén centrado en la confiabilidad.
4.3.1. CONFIABILIDAD
La confiabilidad puede ser definida como la “confianza” que se tiene de que un
componente, equipo o sistema desempeñe su función básica, durante un período de tiempo
preestablecido, bajo condiciones estándares de operación, ver figura 4.3.
FIGURA 4.3 PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS POR CONFIABILIDAD
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
La confiabilidad es la probabilidad de que no ocurra una falla de determinado tipo, para
una misión definida y con un nivel de confianza dado, pera para ello es necesario no
olvidar que requiere necesariamente inversión de capital, ver tabla 4.3.
83
TABLA 4.3 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE GENERADORES
WAUKESHA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
4.3.2. DISPONIBILIDAD
La disponibilidad, objetivo principal del mantenimiento, puede ser definida como la
confianza de un componente o sistema que sufrió mantenimiento, ejerza su función
satisfactoriamente para un tiempo dado. En la práctica, la disponibilidad se expresa como
el porcentaje de tiempo en que el sistema está listo para operar o producir, esto en sistemas
que operan continuamente.
En la fase de diseño de equipos o sistemas, se debe buscar el equilibrio entre la
disponibilidad y el costo. Dependiendo de la naturaleza de requisitos del sistema, el
diseñador puede alterar los niveles de disponibilidad, confiabilidad y mantenibilidad, de
forma a disminuir el costo total del ciclo de vida.
84
La tabla 4.4 muestra que algunos equipos necesitan tener alta confiabilidad, mientras que
otros necesitan tener alta disponibilidad o alta mantenibilidad.
TABLA 4.4 DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD
REQUISITOS EJEMPLOS
Alta confiabilidad
Poca disponibilidad
Generación de electricidad
Tratamiento de agua
Alta disponibilidad
Acerías Refinerías de petróleo
Alta confiabilidad
Alta mantenibilidad Incineradores hospitalarios
Disponibilidad basada
en buena práctica Procesamiento por etapas
Alta disponibilidad
Alta confiabilidad
Sistemas de emergencia
Plataformas petroleras
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
4.3.2.1. Focalización de la Disponibilidad
El factor primario que distingue a las empresas líderes en disponibilidad, es que ellas
reconocen que la confiabilidad no es simplemente un resultado del esfuerzo de reparación,
ellas están convencidas de que la eliminación de las fallas crónicas es su misión
primordial.
Las reparaciones en el mantenimiento, en este tipo de industria, son vistas de forma
diferente. Las reparaciones no son esperadas, son vistas como casos excepcionales y
resultantes de alguna deficiencia en la política de mantenimiento o descuido de la gerencia
de mantenimiento. Un análisis detallado del problema, acompañado por un programa
sólidamente estructurado de mejora de la confiabilidad, es la base para la eliminación de
85
mucho trabajo innecesario. La organización es dimensionada para gerencia un sistema de
monitoreo basado en la condición y fija una alta prioridad para eliminar fallas.
Normalmente los tiempos que ocurren entre la parada y el retorno a la operación de un
equipo son presentados en la tabla 4.5:
TABLA 4.5 TIEMPOS ENTRE LA PARADA Y RETORNO DE UN EQUIPO
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Cuando se analizan los tiempos descritos anteriormente, se verifica que directa o
indirectamente, todos ellos son responsabilidad del personal de mantenimiento. Aunque se
puede afirmar que existen otros tiempos empleados, por ejemplo en la consecución de
informaciones, aspectos relacionados con la planificación de los servicios, problemas de
liberación de equipo y calificación de personal, ver tabla 4.6.
t Instante en que se verifica la falla
1 Tiempo para la localización del defecto
2 Tiempo para el diagnóstico
3 Tiempo para el desmontaje (Acceso)
4 Tiempo para la remoción de la pieza
5 Tiempo de espera por repuestos (logístico)
6 Tiempo para la substitución de piezas
7 Tiempo para el remontaje
8 Tiempo para ajustes y pruebas
t Instante de retorno del equipo a la
operación
86
TABLA 4.6 REGISTRO DE HORAS DE TRABAJO23
MES : AGOSTO
HORAS HORAS PREV CORR. CAMBIO DE FILTROS Y COMPLETACION
DE ACEITE
DIA TRABAJO RESERVA MAINT. MAINT. GAS FILTER
OIL
FILTER AIR FILTER PRE-FILT 1250H (gls)
1 0 12 12
2 0 12 12
3 10 2 12
4 12 12
5 19 5
6 16 8
7 11 13
8 8 16
9 9 15 1
10 1 23
11 17 7
12 1 23
13 0 24
14 16 8
15 9 15
16 1 23
17 15 9
18 24 0
19 7 17
20 0 24
21 0 24
22 24
23 24
24 24
25 24
26 24
27 24
28 24
29 24
30 24
31 24
TOTAL 176 532 36 0 1 0 0 0
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
23
Hoja mensual de horas trabajadas equipos de generación eléctrica / Código: RO-GD-06-B16-13(2
87
En este sentido se puede considerar, no sólo comprendido por todos los tiempos que son
pertinentes a las acciones de mantenimiento en sí, sino que hay que entender que el tiempo
en el equipo está fuera de operación debe ser reducido y ese debe ser el objetivo de todos
los involucrados en el proceso de organización del mantenimiento. Ver gráfica 4.2 y 4.3
GRÁFICA 4.2 REPORTE MENSUAL DE DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD
DE LOS EQUIPOS DE DIESEL SPF GENERACIÓN ELECTRICA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
88
GRÁFICA 4.3 REPORTE MENSUAL DE DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD
DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN A GAS SPF GENERACIÓN ELÉCTRICA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
En la siguiente gráfica 4.4 se puede ver el reporte mensual de disponibilidad y
confiabilidad de los compresores dentro de la generación eléctrica.
89
GRÁFICA 4.4 REPORTE MENSUAL DE DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD
DE LOS EQUIPOS DE LOS COMPRESORES A GAS SPF GENERACIÓN
ELÉCTRICA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
A continuación en la gráfica 4.5 se puede ver el reporte mensual de disponibilidad y
confiabilidad de los equipos de generación eléctrica de Gas y Diesel dentro de las
Facilidades de Producción Norte (NPF).
90
GRÁFICA 4.5 REPORTE MENSUAL DE DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD
DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN G&D NPF GENERACIÓN ELÉCTRICA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
En la gráfica 4.6 se puede ver los porcentajes de disponibilidad y confiabilidad de los
equipos de generación eléctrica.
91
GRÁFICA 4.6 PORCENTAJE DE LA CONFIABILIDAD DE LOS EQUIPOS DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
CAPÍTULO V
93
CAPÍTULO V
5. OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL
BLOQUE 16, REPSOL 2425
Las operaciones en el bloque 16, el principal objetivo es controlar y mitigar el impacto
ambiental, prevenir los riesgos laborales y cumplir con las especificaciones y
requerimientos que se necesitan en las diferentes locaciones donde se utiliza la energía
generada por turbinas que utilizan como combustible gas y diesel, y motores auxiliares que
utilizan como combustible diesel, estos equipos se disponen en las plantas de NPF, SPF y
Shushufindi.
5.1. REQUERIMIENTOS PARA LA OPERACIÓN.
Para la operación normal de estos grupos de generación se debe cumplir con ciertos
requerimientos básicos que son:
Disponibilidad de combustible: El diesel producido por la planta de destilación
(Planta Topping) es almacenado en los tanques de almacenamiento de cada
estación NPF T-1080A/B, SPF T-2080A/B, luego pasa al tanque diario NPF T-
1066A y SPF T-2066A, a través de un sistema de filtrado y finalmente alimenta al
sistema de combustible de las turbinas LM2500.
Para la turbina del SPF el suministro de combustible gas se encuentra referido en el
Proceso de captación de gas de las facilidades de producción Sur, la cual es
comprimida y almacenada en los acumuladores de gas.
24 Generación Eléctrica Turbinas diesel/ Código: PO-GD-07-b16
25 Generación Eléctrica con motores a gas / Código: PO-GD-06-b16
94
Disponibilidad de combustible en Shushufindi, éste es recibido de NPF o
PETROINDUSTRIAL de acuerdo a la indicaciones de REPSOL y almacenado en
un tanque de 15000 barriles de capacidad (T-1602), luego es transferido por un
sistema de bombeo y filtrado (P-1605A/B, F-1671A/B) al tanque diario (T-1603)
de 2882.82 galones en donde se mantiene un sistema de recirculación con bomba P-
1603 y filtrado del combustible en filtro F-1603. De éste tanque diario se alimenta
por gravedad al sistema de combustible de las turbinas.
Disponibilidad de aire presurizado para el sistema de arranque, proporcionado por
un grupo de compresores instalados en el proceso de SSFD C-1650A/B/C; se debe
tener en el acumulador V-1656 (260 PSI max.) una presión normal de 250 PSI o
una mínima de 230 PSI.
5.1.1. SITUACIÓN NORMAL
En la operación normal de las turbinas se deben seguir los siguientes instructivos:
Arranque en Negro y puesta en línea Turbinas LM2500 NPF
Arranque en Negro y puesta en línea Turbina LM2500 SPF
Sincronización y Puesta en Servicio de Turbinas LM2500
Parada de Turbina LM2500
Mientras las unidades están en servicio los parámetros operacionales como Voltaje,
Frecuencia, Velocidad, Niveles, Presiones, Temperaturas son monitoreados, analizados y
registrados con un intervalo aproximado de cuatro horas. Esto permite llevar un control de
la calidad de la energía.
95
Cada día, aproximadamente a las 05h00 se registra las lecturas de los medidores de
energía, estos datos permiten realizar y llevar un registro diario de la energía generada por
este proceso de generación.
5.1.2. SITUACIÓN ANORMAL
Bajo condiciones anormales de operación pueden existir fugas menores de diesel y/o
aceite, que en primera instancia son direccionadas hacia las piscinas de retención. En este
caso se tratarán de acuerdo al procedimiento de manejo de aguas industriales.
En el caso en el cual las fugas contaminen el suelo se procederá a notificar al Coordinador
de Operaciones de Medio Ambiente, el cual dispondrá de un grupo de trabajo para la
limpieza, remoción de material contaminado, reemplazo y re-conformación con material
granular limpio. Este material contaminado será manejado de acuerdo a lo establecido en
el procedimiento y se dará tratamiento de suelos contaminados con hidrocarburos.
De existir mantenimientos correctivos como resultado de condiciones anormales de
operación, los diferentes residuos generados serán previamente clasificados y dispuestos
en los puntos de acopio ubicados en las áreas de proceso y campamentos, para luego ser
retirados y tratados de acuerdo al procedimiento de Manejo de Desechos Sólidos.
Fugas de gas en las líneas de los compresores, la unidad debe salir de servicio
inmediatamente para su cambio.
5.1.3. SITUACIÓN EMERGENTE
Estas situaciones producto de un daño mayor no controlado, accidentes u ocurrencia de
96
fenómenos naturales, podrían generar en magnitudes considerables eventos tales como
derrames diesel y/o aceite, ocurrencia de incendios con altas emisiones de calor y gases los
cuales deberán ser manejados según el Plan de Manejo de Crisis.
5.2. CONCEPTOS BÁSICOS DEL FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL BLOQUE 16
El personal de operación debe conocer los conceptos baciscos de funcionamiento de las
unidades del área en la cual va realizar su labor diaria, la misma que realizara su gestión
como emitir órdenes de trabajo, reportar las novedades y elaborar los reportes.
5.2.1. TURBINAS A GAS LM – 2500 26
Las Turbinas de gas son equipos capaces de transformar la energía química contenida en
un combustible en energía mecánica, ya sea para su aprovechamiento energético o como
fuerza de impulso de aviones, automóviles o barcos, ver figura 5.1.
Pueden clasificarse según el origen de su desarrollo, por el diseño de su cámara de
combustión y por su número de ejes.
Turbina de Gas Aeroderivadas: Provienen del diseño de turbinas para fines aeronáuticos,
pero adaptadas a la producción de energía eléctrica en plantas industriales o como micro
turbinas. Sus principales características son su gran fiabilidad y su alta relación
potencia/peso, además cuentan con una gran versatilidad de operación y su arranque no es
una operación tan crítica como en otros tipos de turbinas de gas.
26
General Electric:Manual de Entrenamiento y Operación Básico
97
Pueden alcanzar potencias altas, moviendo los gases a una gran velocidad, pero bajo
caudal. Su compacto diseño facilita la operación de sustitución y mantenimiento, lo que
hace viable que se lleven a cabo revisiones completas en menores intervalos de tiempo.
FIGURA 5.1 PARTES PRINCIPALES DE LA TURBINA DE GAS
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Los principales elementos de la turbina de gas son cinco: la admisión de aire, el
compresor, la cámara de combustión, la turbina de expansión y el rotor. A continuación se
detallan las principales características de cada uno de estos elementos.
Admisión de aire
El sistema de admisión de aire consta de todos los elementos necesarios para que el aire
entre en la turbina en las condiciones más adecuadas de presión, temperatura y limpieza.
Para ello cuenta con filtros de varios tipos, que se encargarán de eliminar la suciedad que
pueda arrastrar el aire; y de una serie de sistemas que acondicionarán la temperatura para
98
facilitar que entre a la turbina la mayor cantidad posible de masa de aire.
Compresor de aire
La función del compresor es elevar la presión del aire de combustión (una vez filtrado)
antes que entre en la cámara de combustión, en una relación que varía según la turbina pero
que normalmente está comprendida entre 10:1 y 40:1. Esta compresión se realiza en varias
etapas y consume aproximadamente las 2/3 partes del trabajo producido por la turbina.
El control de la entrada de aire para la combustión se realiza variando el ángulo de
inclinación de las ruedas iniciales de álabes del compresor. A mayor ángulo, mayor
cantidad de aire de entrada al compresor, y por tanto, a la turbina. Este método se usa para
mejorar el comportamiento a carga parcial de la turbina de gas.
Una parte del aire del compresor se utiliza para refrigeración de álabes y de la cámara de
combustión, de forma que aproximadamente un 50% de la masa de aire es usado para este
fin.
Cámara de combustión
En ella tiene lugar la combustión a presión constante del gas combustible junto con el aire.
Esta combustión a presión obliga a que el combustible sea introducido a un nivel de
presión adecuado, que oscila entre 16 y 50 bar.
Debido a las altas temperaturas que pueden alcanzarse en la combustión y para no reducir
demasiado la vida útil de los elementos componentes de la cámara, se trabaja con un
exceso de aire alto, utilizando del 300 al 400% del aire teórico necesario, con lo que se
consigue por un lado reducir la temperatura de llama y por otro refrigerar las partes más
99
calientes de la cámara. Parte del aire que procede del compresor, se dirige directamente
hacia las paredes de la cámara de combustión para mantener su temperatura en valores
convenientemente bajos. Otra parte se hace circular por el interior de los álabes de la
turbina, saliendo por orificios en los bordes que crean una película sobre la superficie de
los álabes.
Turbina de expansión
En la turbina es donde tiene lugar la conversión de la energía contenida en los gases de
combustión, en forma de presión y temperatura elevada (entalpía), a potencia mecánica (en
forma de rotación de un eje). Como se ha indicado antes, una parte importante de esta
potencia es absorbida directamente por el compresor.
5.2.2. MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA27
Un motor de combustión interna es un tipo de máquina que obtiene energía mecánica
directamente de la energía química contenida en un combustible que arde dentro de una
cámara de combustión, que es parte importante de un motor. Generalmente se utilizan
motores de combustión interna de cuatro tiempos:
Admisión
Compresión
Combustión
Escape
En los motores de combustión interna de cuatro tiempos, como en los de dos tiempos, la
inflamación/explosión se produce dentro de un recinto cerrado denominado cámara de
27
Waukesha Engine Division: Manual de Mantenimiento y Operación
100
combustión, que tiene una parte móvil (en los motores más comunes se trata del pistón)
que se desplaza dentro de un cilindro con un movimiento lineal (como si fuera una bala
dentro del cañón). El pistón está unido a un mecanismo de biela-cigüeñal para trasformar
el movimiento lineal del pistón en giratorio del cigüeñal. En estos motores el aire y el
combustible pueden venir mezclados desde el exterior, o bien puede entrar sólo aire y
producirse la mezcla dentro de la propia cámara de combustión. A este tipo se le conoce
como inyección directa.
La diferencia está en el tipo de combustible que utiliza cada uno de estos motores y el
número de cilindros que posee, ver figura 5.2.
Generadores Waukesha: combustible Gas Natural, 12 cilindros, tipo V
Generadores Caterpillar: Combustible Diesel, 12 Cilindros, Tipo V
Generadores Wartsila: Combustible Crudo pesado, 18 Cilindros, Tipo V.
FIGURA 5.2 CILINDROS QUE POSEE UN MOTOR DE COMBUSTIÓN
INTERNA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
101
5.2.3. MOTOR ELÉCTRICO
Un motor eléctrico es una máquina eléctrica rotativa que transforma energía eléctrica en
energía mecánica. En diversas circunstancias presenta muchas ventajas respecto a los
motores de combustión:
A igual potencia su tamaño y peso son más reducidos.
Se puede construir de cualquier tamaño.
Tiene un par de giro elevado y, según el tipo de motor, prácticamente constante.
Su rendimiento es muy elevado (típicamente en torno al 80%, aumentando el
mismo a medida que se incrementa la potencia de la máquina).
La gran mayoría de los motores eléctricos son máquinas reversibles pudiendo
operar como generadores, convirtiendo energía mecánica en eléctrica.
Por estos motivos son ampliamente utilizados en instalaciones industriales y demás
aplicaciones que no requieran autonomía respecto de la fuente de energía, dado que la
energía eléctrica es difícil de almacenar.
5.2.4. COMPRESORES28
El compresor Reciprocante, también denominado recíproco, alternativo o de
desplazamiento positivo, es un tipo de compresor de gas que logra comprimir un volumen
de gas en un cilindro cerrado, volumen que posteriormente es reducido mediante una
acción de desplazamiento mecánico del pistón dentro del cilindro. En estos compresores la
capacidad se ve afectada por la presión de trabajo. Esto significa que una menor presión de
succión implica un menor caudal; para una mayor presión de descarga, también se tiene un
menor caudal, ver figura 5.3.
28
Ariel: Manual de Operación y Mantenimiento
102
FIGURA 5.3 COMPRESORES
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
5.3. OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO29
Las operaciones del sistema eléctrico en el área del Bloque 16, Tivacuno y Shushufindi, el
sistema eléctrico dentro del Bloque-16 comprende de dos centros de generación
centralizados, uno en el NPF (Facilidades de Producción Norte) y otro en SPF (Facilidades
de Producción Sur), las plantas de generación se componen:
La potencia total efectiva instalada del sistema eléctrico es de 114,35 MW. Debido a que
en condiciones normales la mayor demanda de energía se encuentra en el SPF, es necesario
transferir la energía desde el NPF, para ello se interconecta a través de un cable
subterráneo trifásico a 35 kV, con calibre 500 MCM, por motivos de operación existen en
el trayecto 8 Oil Switches los cuales en caso de ser necesario permite seccionar el cable de
interconexión sin carga. La interconexión se realiza desde el NPF hasta el PCR de Amo-A
y de este se tiene un anillo cerrado, el primer camino desde el PCR Amo A hacia el SPF y
el otro camino desde PCR Amo A hacia el PCR Amo C y de este al PCR de Amo B para
29
Operación y Mantenimiento de Equipos de Distribución Eléctrica Código: PG-B16-DE
103
interconectarse finalmente este último al SPF, cerrando en condiciones normales el anillo.
Del NPF se realiza la distribución de energía hacia las estaciones de Tivacuno A/B,
Tivacuno C, Bogi y Capirón A, y la estación de bombeo en Pompeya Sur. Del SPF se
realiza la distribución de energía hacia las estaciones de Amo – A, Amo – B, Amo-C, WIP,
Daimi A, Daimi B, Iro 01, Iro A, Iro B, Ginta A y Ginta B. A las estaciones llegan los
cables alimentadores a un nivel de 34.5 kV, los cuales se interconectan a través de VFI´s
los cuales están encargados de interrumpir el flujo hacia los transformadores de potencia
que reducen el voltaje de 34.5 kV a 2400 VAC para alimentar a los respectivos MCC’s,
desde donde se distribuye la energía hacia las respectivas cargas.
Para ayudar a la operación se tienen instalados bancos de capacitores en diferentes puntos
del sistema interconectados a las barras 4.16 y 2.4 kV con la finalidad de aportar potencia
reactiva para mejorar los niveles de voltaje. Con este mismo propósito se tiene instalados
dos reguladores de voltaje, uno en el NPF y Otro en el SPF con la finalidad de poder
direccionar el flujo de reactivos a través del cable de interconexión NPF – SPF.
Para labores de operación y mantenimiento se cuenta con tres reactores ubicados en el
NPF, SPF y Pompeya. El sistema de generación y distribución eléctrica cuenta relés de
protección, para salvaguardar la integridad de los equipos y poder monitorear las
condiciones del sistema a través del sistema de supervisión, control y adquisición de datos
SCADA.
Las principales cargas que son alimentadas son los equipos de extracción de crudo, equipos
de reinyección de agua, planta de tratamiento de crudo del SPF y NPF, auxiliares de
104
generación, equipos de bombeo de crudo, campamentos, oficinas, iluminación y demás
auxiliares. Desde el SPF se Bombea el Crudo hacia el NPF, y de este hacia Shushufindi a
través de la estación de Pompeya Sur, para llegar hacia la estación de Shushufindi.
El sistema de eléctrico consta de un switch gear principal a 4.16 kV, él que recepta la
energía de las fuentes de generación y la distribuye a la carga a través de los MCC´s de
4.16 kV, desde el MCC se alimenta las bombas de transferencia de crudo y los equipos
auxiliares, campamentos y oficinas (Anexo 4 Gráfica 4.1).
5.3.1. EQUIPOS PARA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA
El Sistema Eléctrico del Bloque 16 está diseñado con un sistema generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica hacia las distintas cargas, principalmente motores, las
unidades de generación se encuentran interconectas a través de barras con configuración
simple las que disponen de disyuntores que permiten la apertura o seccionamiento
comandadas a través del sistema control y/o protecciones ubicadas en los cubículo de los
Switchgear ubicados en los MCC y PCR correspondientes que se encuentran en NPF y
SPF.
Los sistemas de protección ante la presencia de una anomalía en el sistema enviaran una
señal a los dispositivos de apertura los cuales interrumpirán de forma permanente el flujo
de energía y aislando la falla del sistema, estos interruptores tienen la capacidad de operar
en fracciones de segundo. Para la apertura de algunos dispositivos del sistema se cuenta
con equipos de apertura VFIs los cuales cuentan con sistemas de protección propios y
admiten señales de disparo de dispositivos de protección externa.
Para la distribución de la energía se tienen distintos niveles de voltaje por lo que se hace
105
necesario la utilización de transformadores de elevación y reducción de los niveles de
voltaje, reguladores de voltaje, cables, dispositivos de seccionamiento y operación. Para la
distribución de energía eléctrica se utilizan diferentes equipos que cumplen de acuerdo al
requerimiento del sistema una acción las mismas que se detallan a continuación en la tabla
5.1:
TABLA 5.1 FUNCIÓN DE EQUIPOS ELÉCTRICOS
FUNCION DE EQUIPOS ELÉCTRICOS
ITEM Descripción Acción Observaciones
1 PCR Cuarto de control de
potencia
2 Switchgear Barra de distribución de
energía
3 MCC Centro de control de
motores
4 Oil Switches Para seccionar sin carga
Interruptor en
pequeño volumen
de aceite
5 VFIs, OFIs y disyuntores
Para seccionar con carga en
condición manual y
automática
Dispuestos en los
principales puntos
de distribución de
energía
6 Transformadores /
Reguladores
Elevación o reducción de
nivel de voltaje
Para cambiar el
voltaje a niveles
requeridos
7 Reactores Consumo de reactivos en el
sistema
Operan en caso de
condiciones
especiales
8
Relés de protección de
tipo electromecánico
Relés de estado sólido
Medidores de energía
Monitoreo y Protección de
variables eléctricas
9 Bancos de Capacitores Aporte de reactivos al
sistema
Opera en
condiciones
especiales del
sistema
10 UPS Fuente de poder
ininterrumpida
11
Arrancadores de motores
- Directo - Auto transformador
- Soft starter
Dispositivo de control de arranque de motores
El dispositivo varia
de acuerdo a la capacidad del motor
12 Motores eléctricos Dispositivo eléctrico que
produce energía mecánica
106
TABLA 5.1 FUNCIÓN DE EQUIPOS ELÉCTRICOS (CONTINUACIÓN)
13
Sistema Contra Incendios
en los MCC´s
Dispositivos de detección y
protección contra incendios
14 Centrales de aire
acondicionado en MCC’s
Equipo de
acondicionamiento de aire
15
Sistemas de puesta a
tierra del sistema
eléctrico
Referencia de voltaje del
sistema eléctrico y camino
de despeje de falla a tierra.
Tierra de servicio
Tierra de protección
16 SCADA Sistema de Control y
Adquisición de Datos
17 Cables de Potencia
Transferir la Energía
Eléctrica entre dos puntos
geográficos a un nivel
determinado de voltaje
Repsol utiliza
cables subterráneos
para tener un bajo
impacto en el medio
ambiente
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Los equipos que utilizan aceite dieléctrico para conseguir el aislamiento eléctrico necesario
entre las diferentes partes energizadas y el chasis que sirve de recipiente y protección
mecánica debe cumplir con las siguientes características: NON PCB, MINERAL OIL,
INHIBITED TRANSFORMER OIL, MEETS: ASTM D-3487 TYPE II, EC 296 CLASS II
A, BS 148: 1984, CLASS II A
La distribución de energía eléctrica desde las fuentes de generación hacia las cargas tiene
lugar a través de los Switchgear y MCC’s.
El Switchgear es una combinación de elementos de desconexión, fusibles, disyuntores
usando elementos de aislamiento, dispositivos de control y protección configurados de
acuerdo a la necesidad del sistema y que pueden estar comunicados al sistema SCADA a
través de IEDs.
Los MCC son centros de control de motores los cuales están constituidos por arrancadores
107
que permiten el control y protección a los equipos, siendo este el medio remoto de
operación de los equipos.
Los voltajes normalizados para la operación del sistema eléctrico a medio voltaje son 2.4
kV, 4.16 kV, 13.8 kV y 34.5 kV, estos niveles de voltaje determinan la capacidad de
aislamiento de los diferentes equipos, cables y demás dispositivos.
En la red de distribución eléctrica los cables de potencia son el medio físico para la
transmisión de energía eléctrica entre las fuentes y cargas del sistema.
Dentro de las facilidades de producción el tendido de los cables se realiza principalmente a
través de bandejas y soportaría, en el resto de las facilidades y en la vía estos van
enterrados aproximadamente a 1.5 metros de profundidad en el derecho de vía junto a las
carreteras con la señalización respectiva, todos los cables utilizados tienen una chaqueta
metálica de recubrimiento exterior la cual brinda una protección mecánica adicional.
Para mantener y preservar los equipos en condiciones óptimas en los cuartos de control y
distribuciones existentes es necesario el uso de centrales de aire acondicionado para
mantener la temperatura dentro de rangos adecuados tanto para los equipos eléctricos y
electrónicos, también se dispone de un sistema de presurización para mantener una presión
positiva respecto al exterior, con ello se evita el ingreso de polvo y gases explosivos que
podrían causar incendios al interior de los MCC’s. Adicionalmente, la humedad del aire
debe ser condensada para evitar cortocircuitos en los equipos eléctricos y minimizar los
deterioros por corrosión por lo que también forma parte del equipo un sistema de “heaters”
o de calentamiento para mantener aire seco.
108
Los mantenimientos preventivos y correctivos se efectuarán de acuerdo al Sistema
“Máximo” considerando las condiciones operativas del sistema que permitan realizar las
actividades de mantenimiento, permitiendo con ello realizar un análisis de trabajos
ejecutados, la disponibilidad y confiabilidad de los equipos.
En base a las actividades de mantenimiento se establece los insumos que se necesitaran y
se determinan la compra y admisión de equipos eléctricos para ello se aplica los criterios
dados en la ficha del PMA P2.1 Criterios ambientales de compra / admisión de equipos
5.4. MODOS DE CONTROL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA30
La calidad de la energía generada está asegurada por un sistema de control automático
ATLAS PC para las turbinas de NPF y NETCOM 5000 para la turbina del SPF y
reguladores de voltaje Brush, estos sistemas controlan los parámetros de voltaje, frecuencia
y de seguridad intrínseca del turbogenerador.
ISOCH: Mantiene la velocidad constante (turbina de potencia RPM) para cualquier
variación de carga (Control automático de carga).
DROOP: Permite con el control de governor variar la velocidad de la turbina de gas en
respuesta a una variación de carga. (Control manual de carga). Ver figura 5.4.
30
Sincronización y Puesta en Servicio Turbina LM2500/ Código: AO-GD-07-B16-02
109
FIGURA 5.4 DROOP
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
En este modo de operación las turbinas van a trabajar en condiciones de carga idénticas es
decir la entrada y salida de cargas va a hacer compartida.
1. Una vez arrancada la unidad que va a ingresar en sincronismo verificar en el
cubículo Nº 1 del TCP (tablero de Control Principal) que el voltaje de generación y
el voltaje de barras estén en el mismo nivel. De ser necesario ajuste con la manija
AUTO REGULATOR ADJUST VOLTAGE en el cubículo Nº 2.
2. Igualar la frecuencia del generador (velocidad) y la frecuencia de barras. De ser
necesario ajuste con la manija GOVERNOR en el cubículo Nº 3 en el TCP.
3. Verificar que la manija de control ISOCH-DROOP en el cubículo Nº 1 se encuentre
en la posición ISOCH.
4. Presionar botón de UN_LOAD del módulo de compartición de carga LOAD (carga)
SHARE MODE en el cubículo Nº 3 para deshabilitar el sistema automático de
compartición de carga.
110
5. Colocar la manija del sincronoscopio en la posición manual y verificar: encendido
de las lámparas de señalización y giro de la aguja del indicador en sentido horario,
ajustar lo que sea necesario con la manija GOVERNOR.
6. El cierre del el BREAKER del generador, puede realizarse de dos modos
MANUAL y AUTOMATICO:
MANUAL: poner la manija del sincronoscopio en manual cubículo 1, cuando
la aguja del sincronoscopio pase por las 12h.o las lámparas de señalización se
encuentren completamente apagadas cerrar manualmente el BREAKER
AUTOMATICO: seleccionar el modo AUTOMATICO el sistema DSLC
(Digital Synchronizer and Load Control) ajusta automáticamente los parámetros
mencionados anteriormente y cerrara automáticamente el BREAKER
7. Cuando cierre el Switchgear de la unidad, la unidad que ingresa tomara
aproximadamente 500 KW de carga, ajuste los factores de potencia y voltajes de la
unidades y luego presione el botón LOAD del cubículo 3, en este instante las
unidades comparte la carga en forma iguales.
8. Una vez que comparten carga las dos unidades corregir el factor de potencia,
ajustando el voltaje de la unidad que entra en servicio.
9. Verificar en la unidad los parámetros de operación normal
5.4.1. SINCRONIZACIÓN DE TURBINAS EN MODO DROOP
En este modo de operación la turbina que ingresa va a trabajar en forma de esclava, la
carga que se le asigne manualmente, y quién absorbe todas las variaciones de carga del
sistema son las unidades que operan en modo ISOCH.
111
1. Una vez arrancada la unidad que va a ingresar en sincronismo verificar en el
cubículo Nº 1 del TCP que el voltaje de generación y el voltaje de barras estén en el
mismo nivel. De ser necesario ajuste con la manija AUTO REGULATOR ADJUST
VOLTAGE en el cubículo Nº 2.
2. Igualar la frecuencia del generador (velocidad) y la frecuencia de barras. De ser
necesario ajuste con la manija GOVERNOR en el cubículo Nº 3 en el TCP.
3. Verificar que la manija de control ISOCH-DROOP en el cubículo Nº 1 se encuentre
en la posición DROOP.
4. Presionar botón de UNLOAD del módulo de compartición de carga LOAD SHARE
MODE en el cubículo Nº 3 para inhibir el sistema automático de compartición de
carga.
5. Colocar la manija del sincronoscopio en la posición manual y verificar: encendido
de las lámparas de señalización y giro de la aguja del indicador en sentido horario,
ajustar lo que sea necesario con la manija GOVERNOR.
6. El cierre del el BREAKER del generador, puede realizarse de dos modos
MANUAL y AUTOMATICO,
7. Con el control de velocidad GOVERNOR cubículo 3, asignar un valor de carga y
corregir el factor de potencia, ajustando el voltaje de la unidad que entra en
servicio.
8. Verificar en la unidad los parámetros de operación normal
5.4.2. ESQUEMA DE LA RED DE COMUNICACIÓN ENTRE DSLC’s (NPF –
SPF)
NOTA: Este diagrama indica el esquema de conexión de los cables de red entre los
DSLC´s entre el NPF y el SPF. Cabe resaltar la necesidad de que los disyuntores F8 en el
112
norte y F10 en el sur estén cerrados; y que la comunicación a través de la fibra óptica sea
óptima para que exista un enlace seguro entre los dos campos. Recuerde que esto es de
vital importancia para realizar el compartimiento de carga entre NPF y SPF, ver figura 5.5.
.FIGURA 5.5 DSLC DIGITAL SYNCHRONIZER AND LOAD CONTROL
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
113
5.5. LA PROBLEMÁTICA ENERGÉTICA DEL BLOQUE 16
Ninguna operación petrolera en el país maneja un fluido de producción que se aproxima a
un millón de barriles de fluido por día, de los cuales aproximadamente 950.000
corresponden a agua de formación, la misma que por razones ambientales es reinyectada a
efecto de evitar la contaminación a los ríos de la comunidades.
Por lo tanto todo el parque energético debe está a punto para poder mover la gran cantidad
de fluido en las instalaciones del Bloque 16. Esto significa que a lo largo de los años el
deterioro es eminente de los equipos en su operación esto quiere decir que su capacidad
con la cual iniciaron no es la misma, según los fabricantes todos y cada una de las unidades
de generación deben funcionar a un 85% de su capacidad nominal.
Esto quiere decir que si un equipo de 1050 kw debe operar a 850 I/O 900 kw debiendo
tener en cuenta que debe existir un cronograma estricto de mantenimientos, pero por
requerimientos de energía se ha ido dejando pasar el número de horas y esto ha llevado a
que hoy en día algunos de estos equipos mencionados en el Capítulo II, no estén a 100%
operables, se refiere específicamente a los motores Caterpillar o auxiliares, en la actualidad
opera a un a un 50% de su capacidad nominal, en vista a esta experiencia se ha toma
mayor cuidado en dar la atención necesaria a los mantenimientos Preventivos y de
condición.
A continuación podemos ver el reporte diario en la figura 5.6 de toda la producción dentro
del Bloque 16 donde se puede observar cada uno de los parámetros que inciden en la
obtención de la misma.
114
FIGURA 5.6 REPORTE DIARIO DE LA PRODUCCIÓN EN EL BLOQUE 16
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
La operación es continua las 24 horas, es decir tiene una demanda aproximada de 90.000 a
94.000 kw día, ver figura 5.7.
El nuevo modelo de contrato hace que las empresas privadas deben alinearse al
requerimiento del estado es decir extrae un determinado número de barriles de crudo, para
el caso de Repsol es producir alrededor de 45.000 barriles día, objetivo planteado por la
empresa.
115
FIGURA 5.7 GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL BLOQUE 16
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
5.5.1. FALLAS DE EQUIPOS MÁS REPRESENTATIVOS DEL SISTEMA
Las fallas producidas desde el año de 1996 hasta año del 2003 han sido por causa en su
mayoría por desperfectos en borneras, tarjetas, maniobras de operación el sistema,
máquinas y lo cual ha llevado a paradas de equipos no programados y pérdidas de
producción en algunos casos, ver tabla 5.2.31
31
Bitácoras: Información recopilada desde los años 1996-2003
116
TABLA 5.2 PARADA NO PROGRAMADAS TURBINAS LM – 2500 1996 – 2003
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Desde el 2004 hasta la actualidad se registra una reducción de eventos no deseados, esto
hace notar que fueron necesarios cambios en la empresa, es decir especialmente en la
estructura de la misma, ver tabla 5.3 y gráfica 5.1.
117
TABLA 5.3 PARADA NO PROGRAMADAS TURBINAS LM – 2500 2004 – 2010
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
GRÁFICA 5.1 PARADA NO PROGRAMADAS TURBINAS LM – 2500 2004 – 2010
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
118
Equipos de generación Wartsila y su clasificación de fallas no programadas más
representativas. (ver tablas 5.4, 5.5, 5.6 y las gráficas 5.2, 5,3 y 5,4).
TABLA 5.4 CLASIFICACIÓN DE FALLAS
Falla Horas Porcentaje Fallas en turbos 135,0 17,3% Fallas líneas de Fuel, aceite, agua 132,1 16,9%
Falla en instrumentos 100,5 12,9% Cambio de inyectores 60,9 7,8% Cambio de cabezote 59,5 7,6% Filtros combustible 56,6 7,2% Rectificación de block 37,0 4,7% Eléctrico 30,2 3,9% Falla en aircoolers 24,4 3,1%
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
GRÁFICA 5.2 PORCENTAJE DE PRINCIPALES FALLAS EN WARSILA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
119
TABLA 5.5 PARADAS POR FALLAS EN HORAS
Falla Horas % Trabajos en turbos 125 26,3
Fallas en líneas de combustible 75 15,7 Fugas de agua 46 9,6
Cabezotes 44 9,2 Inyectores 40 8,4
Bombas de inyección 31 6,4 Fugas de gases de escape 21 4,4
Eléctrico 18 3,8 Filtros de aceite 18 3,9
Instrumentos 18 3,8 Filtros de combustible 13 2,7
Fugas de aceite 8 1,6 Otros 20 4,2
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
GRÁFICA 5.3 PORCENTAJE DE PRINCIPALES FALLAS EN WARSILA
(HORAS)
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
120
TABLA 5.6 FALLAS POR NUMERO DE PARADAS
Falla Paradas % Trabajos en turbos 11 7,9
Fallas en líneas de combustible 14 10,0
Fugas de agua 15 10,7
Cabezotes 6 4,3
Inyectores 37 26,4
Bombas de inyección 7 5,0
Fugas de gases de escape 2 1,4
Eléctrico 5 3,6
Filtros de aceite 7 5,0
Instrumentos 10 7,1
Filtros de combustible 10 7,1
Fugas de aceite 5 3,6
Otros 11 7,9
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
GRÁFICA 5.4 PORCENTAJE DE PRINCIPALES FALLAS EN WARSILA
(PARADAS)
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
121
En vista que exige mayor demanda cada vez más, el compromiso es mayor y para ello
implica cambios, entonces optaron por realizar mejorías en los sistemas de generación
como: Mantener dicha demanda depende de muchos factores como son: Presupuesto,
Combustible, Personal técnico, Repuestos, Planificación, la empresa realizo una
restructuración de personal.
Cambio en las estructuras Gerenciales
Capacitación del personal
Proyectos de cambios de control en las unidades de mayor aporte al sistema como
son:
Scada de Generación (FIGURA 5.7 GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL BLOQUE 16)
Scada de Distribución que a un sigue teniendo problemas en su configuración
Protecciones para la liberación de carga automático, esto significa que por disparo
de unidades que mayor carga aportan al sistema, o por temperatura de las mismas
con esto se evita que se pierda producción, y lo que hace es liberar carga del
sistema como son bombas de agua de reinyección.
Sistemas de protección ante la presencia de una anomalía en el sistema enviaran
una señal a los dispositivos de apertura los cuales interrumpirán de forma
permanente el flujo de energía y aislando la falla del sistema, estos interruptores
tienen la capacidad de operar en fracciones de segundo.
El esquema tiene tres pasos de despeje de carga definidos por la variación de la corriente
que fluye en la interconexión NPF – SPF (ver tabla 5.7):
122
TABLA 5.7 TRES PASOS DE DESPEJE DE CARGA
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
Este esquema (Figura 5.8) funciona con la comunicación entre el relé UR X-1053Q3 que
realiza las funciones lógicas de sobrecorriente y envía señales a los relés esclavos X-
2052F15, X-2934-A que mediante unión física de los contactos de salida con entradas
digitales a los relés 469 (protección de motores) despejan la carga señalada:
FIGURA 5.8 ESQUEMA DE COMUNICACIÓN NPF Y SPF
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
123
5.5.1.1. Esquema de Despeje por Frecuencia
Basado en el valor de frecuencia que alcanza el sistema ante la salida no planificada de
generación. La programación de salida de equipos se la realiza directamente en los relés
469 de protección de motores, ver tabla 5.8.
TABLA 5.8 ESQUEMA DE DESPEJE POR FRECUENCIA
PASO
FRECUENCIA BOMBA - MOTOR
UBICACIÓN RELE
DISPONIBLE
SUMATORIA
HZ DELAY TAG HP HP MW PROGRESIVA
1 59.85 0.8 seg P-2079-T 1500 GINTA A M 469 1500 1.119 1.119
2 59.80 0.8 seg P-2079-K 1500 IRO A M 469 1500 1.119 2.238
3 59.7 0.8 seg
P-2079-B 1500 WIP M 469
6000 4.476 6.714 P-2119-H 3000 SPF M 469
P-2079-O 1500 WIP M 469
4 59.30 0.5 seg
P-2079-G 1500 AMO B M 469
6000 4.48 11.19 P-2119-K 3000 SPF M 469
P-2079-L 1500 AMO B M 469
5 59.10 0.4 seg
P-2079-R 1500 DAIMI A M 469
6000 4.48 15.67 P-2079-P 1500 DAIMI A M 469
P-2119-E 3000 SPF M 469
P-2119-E 3000 SPF M 469
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
5.5.1.2. Esquema por Sobre- temperatura
Basado en la temperatura crítica que alcanzan las turbinas de NPF G-1170A y G-1170B
cuando existe salida no planificada de generación. Los settings de temperatura establecidos
para el esquema de sobre-temperatura son:
paso temporizado a 5 segundos: 1515º Fahrenheit
paso instantáneo: 1535º Fahrenheit
El paso instantáneo a 1535º Fahrenheit se establece con una compuerta AND para dos
contactos de ingreso de temperatura: Si el contacto a 1515º F se encuentra cerrado y el
124
contacto a 1535º F se encuentra cerrado entonces realiza la función lógica para el despeje
de equipos instantáneamente.
Desde entonces el sistema se ha venido a estabilizarse, pero aún se sigue teniendo fallas
como son:
Corrosión en las líneas que aún no se ha podido controlar
Combustible fuera de especificaciones que ocasionara su reproceso o
contaminación de bacterias lo cual existe taponamiento en los sistemas de filtrado.
Caliches en las tuberías de producción
Fugas de gas en las líneas de los compresores de las Facilidades del Sur, lo
ocasiona frecuentemente paro de la unidad y pérdida de carga del sistema, pero
esto significa que las condiciones de carga en las turbinas del NPF, las cuales
comanda el ingreso y salida de equipos de producción por el modo de operación.
Nuestra gestión como operador de Generación Eléctrica se realizó un informe de todas las
novedades que se tiene en el área, el cual fue enviado al Coordinador vía mail.
Gracias a esto se pudo realizar una reunión el 15 de febrero del 2011 a la 11am para tratar
como se puede solucionar algunos de estos problemas lo más urgente posible, entre ellos
estuvieron los departamentos: Gerencia, Seguridad Industrial, Recubrimiento, Soldadura,
Químicos, Mantenimiento, Inspección Técnica, Medio Ambiente, Energía, Coordinador
de Planta Topping y departamento de confiabilidad, para analizar los problemas planteados
y los que puedan salir de esta reunión y que posibilidades existe en realizar de inmediato y
que se puede implantar a corto plazo.
Entonces las tentativas i/o implementar fueron:
125
Tentativas
Poner en marcha de inmediato el plan de mantenimiento de Overhaul de los
motores auxiliares para recuperar su aporte efectivo.
Implementar detectores de gas, en los compresores y acumuladores en el SPF y
NPF y obtener una señal audible para poder actuar de inmediato.
Colocación de líneas independientes de drenaje de condensados desde los
compresores de presión alta, para evitar conflicto con los compresores de presión
intermedia.
Realizar medición de espesores de las líneas de gas y establecer un procedimiento
para se cumpla periódicamente.
Plantear objetivos en la generación de energía a gas, que es evitar la quema lo
menos posible en la TEA (mechero).
Actualización de procedimientos en todas las áreas SGI (sistema de gestión
integrado).
Chequear urgente los rangos de emisiones de gases al medio ambiente que generan
actualmente las turbinas del NPF, que operan a Diesel los cuales que con carga alta
no entran en rango.
Implementadas
Se puso en marcha un plan piloto de inyección de inhibidor de corrosión a la líneas
de gas de los compresores (esto se realizó por las frecuentes fugas líneas de gas de
los compresores lo cual significaba la salida de equipos).
Se implementó nuevos medidores de gas el manifold de la entrada hacia los
generadores Waukesha, turbina en el SPF y en el NPF en el manifold de los
generadores Waukesha para tener datos reales en los informes que se envía
diariamente.
126
Despeje de carga por sobre-temperatura en las turbinas del NPF.
Despeje de carga por frecuencia en los equipos de producción como son las bombas
de 1500 y 3000HP en NPF y SPF
CAPÍTULO VI
129
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES
• Se evidencia que no existe un seguimiento sobre los planes de mantenimiento de
los generadores auxiliares.
• No se cumple con los mantenimientos mayores como son a partir de las 10000
horas de operación de generadores Waukesha.
• No cuenta con un sistema redundante de señales de disparo las Turbinas LM-2500
de NPF y SPF.
• El Sistema Scada de Distribución no es confiable y sigue teniendo problemas en su
configuración
• No existe un plan de capacitación continua al personal de operación.
• Chequear urgente los rangos de las emisiones de gases al medio ambiente que
generan actualmente las turbinas del NPF, que operar a Diesel los cuales con cargas
altas no entran en rango de acurdo a la norma AM0-91
6.2. RECOMENDACIONES
Actualización el sistema de control Netcom 5000 con un sistema más robusto, a
nueva versión
130
Implementar un sistema redundante de señales de disparo
Solicitar que se mejore el sistema de SCADA ELECTRICO para que sea confiable.
Cumplir con los mantenimientos programados sin prórroga a menos que sea
emergente su funcionamiento por unas horas más.
Monitorear permanente las señales de RTD´s en el HMI de Sistema SCADA de
GENERACION de las turbinas.
Implementar un plan de capacitación continua al personal de operación.
Capacitación cruzada entre los operadores de generación Gas & Diesel y
operadores de Generación a Crudo.
131
BIBLIOGRAFÍA
Enciclopedia General Electric; Power Systems Business LM-250 Gas Turbine-
Generation Set 60 HZ. Operation & Maintenance Manual.
Sistema de Gestión Integrado Repsol. (Procedimientos)
Stewart & Stevenson International, Inc; Technical Product Specification Manual
Stewart & Stevenson International, Inc; Gas Turbine Power
Solar Turbines; Systems Operator´s Guia.
Waukesha Engine Division, Operation & Maintenance Manual.
Waukesha Dresser Service Bulletin. Models VHP7100GSI; 1050 KW, 1200 RPM
4160/2400V, 3Q
Enercomn Engineering, Inc; Operation and Maintenance manual Compiled For:
Waukesha Power System.
Fotografías del Proceso y PCR, MCC
http://www.ge.com
http://www.waukeshaengine.com/.
132
GLOSARIO DE TÉRMINOS
°API Escala de densidad utilizada por el American Petroleum Institute, que es una medida
indirecta de la densidad relativa del petróleo
Actualmente se utiliza MAXIMO versión 5.2.
Alineación: Posición en la cual las líneas centro de dos ejes deben ser lo más colineales
posibles, durante el tiempo de operación normal de la máquina. Operación que se realiza
con un equipo electrónico.
Análisis de aceite: Consiste en tomar muestras de aceite y llevarlas a un laboratorio.
Balanceo: Es el ajuste de la distribución de masa de un elemento rotativo, así la fuerza en
los rodamientos debido a los efectos centrífugos son reducidos a pequeños valores. El rotor
está balanceado si el centro de la distribución de masa coincide con el centro de rotación;
el balanceo reduce el consumo de energía en las máquinas, reduce los niveles de vibración
e incrementa la vida de los rodamientos. Operación que se realiza con un equipo
electrónico.
Blowers (ventiladores): Es un equipo que transmite energía para generar la presión
necesaria con la que mantiene un flujo continuo de aire.
Bombas: equipo rotativo que sirve para transportar fluido (crudo, agua) de un lugar a otro
generando presión y velocidad en el fluido.
BS&W Cantidad de agua y sedimentos contenido en una muestra de petróleo
Calibración: Es el grupo de operaciones que establecen, bajo condiciones específicas, la
relación entre valores indicados por un medio de medición o por un sistema de medición, o
valores representados por una medida materializada, y los correspondientes valores
conocidos de una magnitud medida. Por “valores conocidos” se entiende, comúnmente, los
valores verdaderos atribuibles a los patrones y equipos usados como referencias en la
calibración
133
Certificación: En la certificación la verificación o calibración de los instrumentos patrones
son realizadas por un centro o laboratorio acreditado.
CFC: Clorofluorcarbonos
CMMS: Computer Maintenance Management System, que en español significa sistema de
administración de mantenimiento computarizado.
Compresores: Un compresor es una máquina de alta presión que eleva la presión de un
gas, un vapor o una mezcla de gases y vapores, que se utiliza en los equipos de
instrumentación y otras actividades en el proceso.
CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad
Coupling.- Unión, acople, dispositivo de conexión.
DCS Distribuited Control System. (Sistema de Control Distribuido)
DCS: Sistema de Control Distribuido es aquel formado por el software y el hardware
necesario para realizar el control automático de los procesos en base a la información
recibida de los instrumentos de campo. Además proporciona al operador información en
tiempo real de las variables de los proceso así como del estado de cada uno de los equipos
y sistemas que lo conforman.
Enfriadores de bombas: Es un intercambiador de calor que es utilizado para enfriar el
fluido de refrigeración de los sellos mecánicos.
Equipo de protección personal: es el equipo destinado a ser utilizado por el trabajador
para que le proteja de uno o varios riesgos que puedan amenazar su seguridad o su salud en
el trabajo.
Equipos estáticos: Son aquellos equipos que tienen una función específica y trabajan sin
ningún movimiento (vessels, válvulas, ductos y tuberías).
Equipos rotativos: Son aquellos equipos que tienen una función específica y sus
elementos trabajan a diferentes revoluciones por minuto. (Bombas, motores eléctricos,
134
motores de combustión interna, enfriadores de bombas; enfriadores de gas; blowers.). Está
dotado de una serie de máquinas y herramientas como son: banco de pruebas de motores,
balanceadora, esmeril, puente grúa, además consta de un área de lavado y otra destinada a
la bodega. Está dotado de una serie de máquinas y herramientas como son: Torno,
fresadora, taladro radial, rectificador, lapeadora.
Exactitud: Es la cercanía con la cual la medición de un instrumento se aproxima al valor
real de la variable medida.
Falla: Es la terminación de la habilidad de un sistema, equipo, parte para realizar una
función requerida (ISO14224)
Flujo: Fluido en movimiento.
IEDs: Dispositivos electrónicos inteligentes (relés)
Incertidumbre: Rango o intervalo dentro del cual se espera que caiga el valor verdadero
con un nivel de confianza establecido.
Intercooler (enfriadores).- Es un intercambiador de calor que refresca el aire de admisión
del motor mediante el agua de enfriamiento (LT).
KELTRONIX Sistema de control de Bombas Eléctrosumergibles
kV: Kilovoltio, unidad de medida de tensión/voltaje.
Laboratorio de Lapeado: Es un espacio cerrado en el que se recuperan los sellos
mecánicos, mecanizando las caras y verificando que los elementos internos del mismo se
encuentren en buen estado.
Lapeado: Es la rectificación de las caras estática y rotativa de un sello mecánico.
LSH Level Switch High
LSHH Level Switch High High
LSL Level Swith Low
LSLL Level Swith Low Low
135
LT: baja temperatura.
Mantenimiento Predictivo: Esta basado en la determinación del estado de la máquina en
operación: La técnica está basada en el hecho que la mayoría de las partes de la máquina
darán un tipo de aviso antes de que fallen. Para percibir los síntomas con que la máquina
nos está advirtiendo se requieren varias pruebas no destructivas, tales como análisis de
aceite, análisis de desgaste de partículas, análisis de vibraciones y medición de
temperaturas.
MASC: Medio ambiente, seguridad y calidad.
MAXIMO: Es el CMMS que se emplea en la administración del Mantenimiento de todos
los equipos e instalaciones del Bloque 16, área de Tivacuno estación de Shushufindi y
estación de Pompeya.
MAXIMO: Software de Gestión de Mantenimiento
MCC: Centro de control para motores eléctricos.
Medición de flujo: es medir la cantidad de fluido en unidad de tiempo que pasa a través de
un ducto; esto se lleva a cabo con un equipo electrónico el cual consta de dos sensores y de
un software.
Monitoreo de Temperaturas: Consiste en medir la temperatura de los equipos para
detectar alguna posible falla.
Monitoreo de vibraciones: Es medir la vibración en los equipos lo cual se lleva a cabo
con un equipo electrónico el cual consta de un acelerómetro, analizador y un software.
Una vez tomadas las mediciones se procede con el análisis y la generación de avisos de
deficiencia respectivos.
Moto -generador: Grupo electrógeno formado por un generador eléctrico accionado por
un motor de combustión interna.
Motores de combustión interna: Es una máquina que obtiene energía mecánica
136
directamente de la energía química producida por un combustible que se combustiona
dentro de una cámara.
Motores eléctricos: Es una máquina eléctrica rotativa que transforma energía eléctrica en
energía mecánica.
Muestreo de aceite: sirve para proteger a los equipos dinámicos de cualquier falla por
lubricación, el cual consiste en ir al sitio de trabajo del equipo, tomar una muestra de aceite
y realizar una inspección visual.
MV: Medio Voltaje (hasta 35KVAC)
Nivel de Confianza: Indica la probabilidad de que el rango acotado incluirá el valor
verdadero de la cantidad que está siendo medida.
OCP Oleoducto de Crudos Pesados
Ochos (Juntas mixtas).- Es un elemento en forma de “ocho” que en el un extremo tiene
una junta ciega para aislar tramos de tubería y en el otro tiene una junta abierta para dejar
pasar fluido.
OFI: Oil Fault Interruptor-Interruptor de falla en vacío inmerso en aceite dieléctrico.
OIL SW: Switch, interruptor sumergido en aceite dieléctrico para apertura sin carga.
OT: Orden de trabajo, especifica una tarea en particular que se cumplirá y la mano de obra
y materiales necesarios para ejecutar el trabajo. Cuando se crea una orden de trabajo en
MAXIMO, se inicia el proceso de administración de mantenimiento y se crea un registro
de historial del trabajo solicitado y realizado.
Plan de Emergencias: Es una herramienta que permite actuar en forma rápida y efectiva
para poder controlar cualquier tipo de crisis, sea está producida por acción de fenómenos
naturales, falla humana, corrosión, falla de equipos, etc., para salvaguardar la integridad
física de las personas, el cuidado del ambiente y las operaciones.
PLC Programable Logic Controls. (Control Lógico Programable)
137
PLC: Controlador Lógico Programables son sistemas de cómputo de tipo industrial que
determinan el estado de cada una de sus entradas, y en base a la programación residente en
su memoria, origina los estados de sus salidas. En nuestro caso forman parte del sistema de
seguridad operativa de los procesos
Precisión: Es el grado de concordancia o repetitividad entre los resultados.
Producción Bruta Es la constituida por los volúmenes de Petróleo Crudo entregados por
la Contratista a PETROECUADOR y al OCP, medida en el Centro de Fiscalización.
Producción Neta Es la Producción Bruta excluyendo los volúmenes de Diluyente, esto es
el Petróleo Crudo producido en los Campos.
PSV Pressure Swith Valve
RBM Reliability Base Maintence
RIESGO: es la posibilidad de ocurrencia de un daño determinado.
SCADA: Sistema de supervisión, control y adquisición de datos.
Scada: Supervisory Control And Data Adquisition", es decir: Supervisión Control y
Adquisición de Datos. Es una aplicación de software especialmente diseñada para
funcionar sobre un ordenador, proporcionando al operador información en tiempo real de
las variables de los proceso así como del estado de cada uno de los equipos y sistemas que
lo conforman.
SDV Shut Dow valve
Sellos mecánicos: Es un elemento mecánico que sirve para evitar que salga el fluido a ser
bombeado al medio ambiente, sella las bombas entre el eje y la carcasa.
SF6: Hexafluoruro de Azufre
Skillers (Juntas Ciegas): Es un elemento que se utiliza para aislar tramos de tubería.
SOTE Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
Strainers y conos de bruja (Filtros): Son elementos utilizados para filtrar y retener
138
impurezas de un fluido, sirven de protección a un equipo
SW-GEAR: Switchgear módulo para recepción y distribución de fuentes de energía,
turbinas, generadores, transformadores.
Taller de Mantenimiento Mecánico: es un espacio cerrado para prestar un servicio a los
equipos rotativos y estacionarios del Bloque 16 en los diferentes tipos de mantenimiento.
Taller de Máquinas herramientas: es un espacio cerrado para prestar un servicio a los
equipos rotativos y estacionarios del Bloque 16 en los diferentes tipos de mantenimiento.
Trazabilidad: Se entiende como la propiedad de una medición o del valor de un patrón, de
estar relacionado a referencias establecidas, generalmente patrones nacionales o
internacionales, por medio de una cadena continua de comparaciones, todas ellas con
incertidumbres establecidas
Trhust chamber, es una cámara de empuje utilizada para soportar el esfuerzo axial del eje
principal en las bombas centrífugas.
Turbogenerador: Grupo electrógeno formado por generador eléctrico accionado por una
turbina.
UPS: Uninterruptible power supply
UR PC: Relé de protección inteligente-digital
Válvulas: Sirven para obstruir, direccionar y controlar el flujo en una línea de flujo.
Verificación: Es una acción preventiva mediante la cual los instrumentos son examinados
para determinar si sus mediciones están dentro de los límites de error definidos.
Vessels: Sirven para almacenar y/o procesar fluidos como agua, crudo, gas, etc.
VFI: Vacuum Fault Interrupter-Interruptor de fallas en vacío, Inmerso en SF-6 para
apertura con carga de forma manual y automática.
Vibración: es la oscilación de un objeto alrededor de un punto de equilibrio.
Viscosidad Resistencia de un fluido a fluir.
ANEXOS
ANEXO 1
ANEXO 1.1
SISTEMA DE COMBUSTIBLE A GAS
142
HOJA TÉCNICA A 1.1
SISTEMA DE COMBUSTIBLE A GAS
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
ANEXO 2
ANEXO 2.1
NORMA ASTM D – 2880
145
146
147
148
149
150
151
ANEXO 2.2
CROMATOGRAFÍA DE ANALISIS DE GAS
153
TABLA A 2.1
CROMATOGRAFÍA DE ANALISIS DE GAS
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
154
NORMA A 2.2
EMISIONES DE GASES AM 0 – 91
155
156
157
158
159
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
ANEXO 3
ANEXO 3.1
INFORME DETALLE ORDENES DE TRABAJO
162
TABLA A 3.1 MANTENIMIENTO 2500 HORAS
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
163
TABLA A 3.2 MANTENIMIENTO 5000 HORAS
164
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín
165
TABLA A 3.3 MANTENIMIENTO 10000 HORAS
166
Fuente: Repsol YPF
Elaborado por: Luis Espín