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UNIVERSIDAD DE GUAYAQUIL.
FACULTAD DE INGENIERIA INDUSTRIAL
DEPARTAMENTO ACADEMICO DE
GRADUACIÓN SEMINARIO
TRABAJO DE GRADUACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO INDUSTRIAL.
AREA: SISTEMAS PRODUCTIVOS.
TEMA:
ANÁLISIS DEL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DE LOS DERIVADOS DEL CRUDO CON PROPUESTA A
LA OPTIMIZACION DE LOS PROCESOS PRODUCTIVOS EN LA PLANTA UNIVERSAL DE LA
EMPRESA EP PETROECUADOR REFINERIA LA LIBERTAD.
AUTOR:
ALVAREZ VITERI WASHINGTON MAURICIO.
DIRECTOR DE TESIS: ING. MAQUILON NICOLA RAMON MSC.
2010 - 2011.
GUAYAQUIL – ECUADOR.
ii
“La responsabilidad de los hechos, ideas y doctrinas expuestos en esta
Tesis corresponden exclusivamente al autor”
Firma: _______________________
Álvarez Viteri Washington Mauricio
C.I. 0911412005.
iii
DEDICATORIA.
Este trabajo esta dedicado:
En primer lugar a Dios, nuestro ser superior por permitirme culminar una
etapa tan importante y prioritaria en mi vida.
En segundo lugar a mi familia por el apoyo incondicional, por el ánimo,
por la paciencia a la realización de esta culminación.
A la Universidad Estatal de Guayaquil y a los Docentes de la carrera de
Ingeniería Industrial extensión Península de Santa Elena por impartirnos y
brindarnos parte de sus conocimientos para nuestra superación personal
y profesionalmente.
iv
AGRADECIMIENTO.
Al Sr. Ing. Ramón Maquilón Nicola por ser el soporte primordial y eje para
la elaboración técnica de este trabajo de Tesis.
Agradezco a todas las personas que hicieron posible la realización de
este trabajo de Tesis, en especial a los trabajadores de la Refinería La
Libertad por la ayuda prestada en el momento requerido.
Y a todos a los que de una u otra manera contribuyeron a la culminación
de este proyecto de Tesis.
Tclgo Ind. Washington Álvarez V.
INDICE
CAPITULO I
GENERALIDADES
PAG
1.1 Antecedentes del problema
2
1.1.1 Planteamiento del problema
4
1.1.1.1 Ubicación del problema en contexto
4
1.1.1.2 Situación Conflicto
4
1.1.1.3 Causas del problema, consecuencias
4
1.1.1.4 Delimitación del problema
5
1.2 Objetivos
6
1.2.1 Objetivo General
6
1.2.2 Objetivos Específicos
6
1.3 Justificación
7
1.3.1 Justificación práctica
7
1.4 Marco teórico
8
1.4.1 Marco Histórico
8
1.4.2 Marco Referencial
8
1.4.3 Fundamentación Teórica
11
1.4.3.1 Diagrama de Operaciones
11
1.4.3.2 Diagrama de Proceso
11
1.4.3.3 Diagrama de Flujo
12
1.4.3.4 Diagrama de Recorrido
12
1.5 Hipótesis
13
1.6 Metodología
13
1.7 Antecedentes de la Empresa
14
1.7.1 Refinerías Construidas en Santa Elena
18
1.8 Datos generales de la Empresa EP Petroecuador 19
1.8.1 Panta Universal
19
1.8.2 Localización de la Empresa EP Petroecuador 19
vi
1.8.3 Ubicación Geográfica
19
1.8.4 Identificación según Código Internacional
Industrial Uniforme (CIIU)
20
1.8.5 Filosofía Estratégica
21
1.8.6 Misión
21
1.8.7 Visión
21
1.8.8 Estrategia Operativa
21
1.8.9 Objetivo
22
1.8.9.1 Objetivo General
22
1.8.9.2 Objetivos Específicos
22
1.9 Descripción de los subproductos que elabora
la Planta Universal
22
1.9.1 gasolina
23
1.9.1.1 Componentes
23
1.9.1.2 Características
23
1.9.1.3 Composiciones Químicas
24
1.9.2 Diesel 1 y 2
25
1.9.2.1 Características
26
1.9.2.2 Usos
26
1.9.3 Residuo Atmosférico
26
1.10 Organigrama General de la EP Petroecuador
Refinería La Libertad
27
1.10.1 Organigrama del departamento de operaciones
de la Empresa EP Petroecuador Refinería
La Libertad
27
1.11 Manual de funciones de la EP Petroecuador
Refinería La Libertad
28
vii
CAPITULO II
SITUACIÓN ACTUAL
2.1 Capacidad de producción de la Planta Universal 33
2.1.1 Enfriamiento de los derivados del Petróleo 38
2.1.1.1 Intercambiadores de calor
38
2.1.1.2 Tipos de intercambiadores de calor según
su Construcción
39
2.1.1.2.1 Carcasa y Tubo
39
2.1.1.2.2 Platos de Burbujeo
40
2.1.1.3 tipos de intercambiadores de calor según su operación 41
2.1.1.3.1 Flujo Paralelo
41
2.1.1.3.2 Contraflujo
42
2.1.1.3.3 flujo cruzado
42
2.2 Recursos Productivos
43
2.2.1 Recurso Humano
43
2.2.2 Departamento Legal
44
2.2.3 Coordinación de contratos
44
2.2.4 Protección Ambiental y Seguridad Industrial 44
2.2.5 Unidad Administrativa
44
2.2.6 Unidad de Finanzas
44
2.2.7 Subgerencia de Operaciones
45
2.2.8 Subgerencia de Proyectos
45
2.2.9 Proyectos Ingeniería y Planificación de Proyectos 45
2.2.10 Control de Ejecución de Proyectos
46
2.3 Maquinarias y Equipos
46
2.3.1 Torre de fraccionamiento
52
2.3.2 Plato de Burbujeo
52
2.3.3 Hornos de Calentamiento
53
2.3.4 Despojadores
54
2.3.5 Acumulador de Gasolina (receptor)
54
2.3.6 Desalador
55
viii
2.3.7 Bombas Centrifugas
56
2.3.8 Válvulas
56
2.3.9 Control de Temperatura
58
2.3.10 Control de Presión
58
2.3.11 Control de Flujo
59
2.3.12 Control de Nivel
59
2.3.13 Control de interfase liquida
59
2.3.14 control de un corte lateral en una torre 60
2.3.15 Control en Cascada
60
2.3.16 Alarmas
60
2.3.17 Quemadores
61
2.3.18 Intercambiadores de calor
61
2.3.19 Aeroenfriadores
63
2.4 Procesos de Producción
63
2.4.1 Diagrama de recorrido Planta Universal 64
2.4.2 Tipos de combustibles procesados por la Planta
Universal
64
2.4.3 Diagrama de recorrido para la obtención
de Gasolina
64
2.4.4 Diagrama de recorrido para la obtención de
Kerosene
65
2.4.5 Diagrama de recorrido para obtener Diesel Oil
Nº 2 CV 4
65
2.4.6 Diagrama de recorrido para la Obtención de Residuo 65
2.4.7 diagrama de recorrido para la obtención de Reflujo lateral 66
2.4.8 Diagrama de Proceso de la Planta Universal 66
2.4.9 Diagrama de flujo de la puesta en marcha del
Aeroenfriador
66
2.4.10 Resumen de Diagrama de Flujo de Operaciones 80
Actualizado
67
ix
2.4.11 Diagrama de operaciones del proceso para puesta
en marcha del aeroenfriador en la Planta Universal
refinería la Libertad
68
2.5 Registro del Problema
68
CAPITULO III
ANALISIS Y DIAGNOSTICO
3.1 Análisis de datos e identificación del problema 70
3.1.1 Diagrama de Ishikawa Causa y Efecto
71
3.1.2 Diagrama de Pareto
72
3.1.3 Análisis de FODA
73
3.1.3.1 Fortalezas
74
3.1.3.2 Debilidades
75
3.1.3.3 Oportunidades
76
3.1.3.4 Amenazas
77
3.1.3.5 Matriz FODA
78
3.2 Impacto Económico del Problema
79
3.3 Diagnostico
80
3.4 Alternativas de solución de los problemas 80
CAPITULO IV
PROPUESTA
4.1 Planteamientos de alternativas de solución a
problemas de enfriamiento de los derivados del
petróleo en la Planta Universal de la EP
Petroecuador Refinería La Libertad
82
4.1.1 Diagrama de Ishikawa del sistema ineficiente de 83
enfriadores de agua salada
x
4.2 Solución 84
4.3 Objetivos
85
4.4 Justificativos
85
4.5 Metodología
86
4.5.1 Mantenimiento correctivo por sustitución de
elementos
86
4.5.2 Mantenimiento de reparación propiamente dicha 87
4.5.3 Factores del mantenimiento correctivo por averías 88
4.5.4 Organización técnico-Administrativa
88
4.5.4.1 Parte de averías
89
4.5.4.2 Ficha de historial de Averías
90
4.5.4.3 Taller Auxiliar de Apoyo logístico
93
4.6 desarrollo de la Alternativa 1
94
4.6.1 Características de diseño de los nuevos equipos
de enfriamiento
96
4.6.2 Instalación de los Nuevos equipos de Aeroenfriadores 102
4.6.2.1 Procesos
102
4.6.3 diagrama de flujos y de Cañerías e instrumentos 103
4.6.3.1 Cañerías
103
4.6.3.2 Lay Outs de Equipos
104
4.6.3.3 Clases de Cañerías
104
4.6.3.4 Análisis de Tensiones
105
4.6.3.5 Soportes
105
4.6.3.6 Isomería
106
4.6.3.7 Lista de Líneas
106
4.6.3.8 Electricidad
107
4.6.3.9 Instrumentación y comunicaciones
108
4.6.3.10 Civil
109
4.6.4 Bases de Diseño
110
4.6.5 Arquitectura
111
4.7 Objetivos de la propuesta 1
112
4.8 Diagrama de Flujo de la Puesta en marcha
xi
del Aeroenfriador
113
4.9 Plan de capacitación al personal para el manejo
de Aeroenfriadores
114
4.10 Procedimientos de operaciones del uso de los equipos
de aeroenfriadores para operadores
116
4.11 Programación de mantenimientos de los nuevos
equipos de aeroenfriadores
117
4.12 Mantenimiento preventivo
118
4.12.1 Mantenimiento predictivo o condicional 118
4.12.2 Presente y futuro del mantenimiento predictivo 119
4.13 Mantenimiento preventivo sistemático 121
4.14 Elaboración de un plan de mantenimiento
preventivo en equipos existentes
122
4.15 Sistema y Estudios del Mantenimiento preventivo
inventariar los equipos existentes
123
4.15.1 Histórico de incidencias y paradas
124
4.15.2 Documentación técnica
124
4.15.3 Planificación del mantenimiento preventivo 125
4.15.4 El ciclo PDCA en la gestión sistemática del plan de
mantenimiento preventivo
125
CAPITULO V
EVALUACION ECONOMICA Y FINANCIERA
5.1 Plan de inversión y
financiamiento
130
5.1.2 Costo de operaciones 131
5.1.3 Inversión total 131
5.2 Financiamiento de la Propuesta 132
5.2.1 Amortización de la inversión del crédito Financiado 133
xii
5.2.2 balance económico de flujo de caja 135
5.3 Evaluación financiera 137
5.3.1 Tasa Interna de Retorno 137
5.3.2 Valor Actual Neto 139
5.3.3 Periodo de Recuperación de la inversión 140
5.4 Coeficiente Beneficio/costo 141
CAPITULO VI
PROGRAMACIÓN PARA PUESTA MARCHA
DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION
6.1 Planificación de las actividades para la
implementación de la propuesta
143
6.2 Cronograma de Implementación
144
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 Conclusiones
146
7.2 Recomendaciones
147
ANEXOS
BIBLIOGRAFIA
xiii
INDICE DE GRÁFICOS
Nº DESCRIPCIÓN PAG.
1 Diagrama de Ishikawa de sistema ineficiente de
enfriadores de agua salada
83
2 Aeroenfriador 95
3 Diagrama de flujo de puesta en marcha del
aeroenfriador 113
4 Diagrama de Gantt 145
xiv
INDICE DE CUADROS
Nº
DESCRIPCION
PAG.
1 Causas y consecuencias del problema 5
2 Refinerías construidas en la Provincia de Santa Elena 23
3 Clasificación del CIIU 20
4 Capacidad de producción de la planta Universal 33
5 Descripción de los recursos Productivos 48
6 Equipos Principales de la Planta Universal 48
7 Cuadro de Flujo, Barriles por día, Temperatura 49
8 detalle de intercambiadores, enfriadores
y Aeroenfriadores 50
9 cuadro de Bombas de Productos 51
10 Tipos de Combustible Procesados por la
Planta Universal 64
11 Resumen de diagrama de Flujo de Operaciones
Actualizado 67
12 Problemas 68
13 Fortalezas 75
14 debilidades 76
15 Oportunidades 76
16 Resumen FODA 77
17 Matriz Foda 78
18 Planteamientos de las alternativas de solución 84
19 Ficha de Historial de Averías 91
20 Cuadro de cotización de Aeroenfriadores 100
21 Pérdidas generadas en la Planta universal 101
22 Proyección 102
23 Arquitectura 111
24 Plan de capacitación al personal para el manejo de
Aeroenfriadores
115
xv
25 Gastos 116
26 Auto-mantenimiento 128
27 Plan de inversión y financiamiento 130
28 Costo de Operaciones 131
29 cuadro de Costo de las Operaciones 132
30 financiamiento 133
31 Amortización 134
32 Cuadro de costos de operaciones 134
33 Balance Económico 135
34 Balance de ahorro de perdidas 135
35 Costo de Operaciones de propuesta 136
36 Balance económico de flujo de caja 136
37 flujo de efectivo 137
38 Cuadro de Interpolación para la Comprobación del TIR 138
39 Comprobación del Valor Actual Neto VAN 140
40 Recuperación de Inversión 141
xvi
INDICE DE ANEXOS
Nº
DESCRIPCIÓN
PÁG.
1
Estructura del Aeroenfriador
150
2
Estructura interna del Aeroenfriador
150
3
Intercambiador de calor de Tubo Y Carcasa 151
4
Intercambiador de calor tipo plato
152
5
Recursos Productivos
153
6
Torre de Fraccionamiento
153
7
Plato de burbujeo
154
8
despojadores
154
9
Desalador
155
10
Bombas centrifugas
155
11
Válvulas
156
12
control d Temperatura
156
13
Control de Presión
157
14
Control de Flujo
157
15
Control de Nivel
158
16
Aeroenfriadores
158
17
Localización de la Refinería La Libertad 159
18
Ubicación del problem
159
19
Planta Universal Refinería La Libertad
160
20
Proforma de Costo de Aeroenfriadores 161
21
Organigrama estructural de la Empresa 162
22
Organigrama del departamento de operaciones
de la Empresa EP Petroecuador Refinería la Libertad 163
23
Diagrama de Operaciones de Planta Universal 164
24
Diagrama de Proceso de Planta Universal 165
25
Diagrama de flujo de Planta Universal
166
26
Diagrama de recorrido de Planta Universal 167
27
Proceso de Producción
168
28
Diagrama de recorrido para la obtención Gasolina 169
xvii
29
Diagrama de recorrido para la obtención Kerosene 169
30
Diagrama de recorrido para la obtención Diesel Oil 170
31
Diagrama de recorrido para la obtención Residuo 171
32
Diagrama de recorrido obtención reflujo lateral 172
33
Diagrama de flujo del Proceso Actual de la
Planta Universal RLL
173
34
Diagrama de operaciones de proceso puesta
en marcha del Aeroenfriador en planta Universal 175
35
Diagrama de Ishikawa Causa Y efecto
176
36
Diagrama de Pareto
177
RESUMEN
Tema: Análisis del sistema de enfriamiento de los derivados del crudo con
propuesta a la optimización de los procesos productivos en la Planta
Universal de la Empresa Ep Petroecuador Refineria La Libertad.
Autor: Álvarez Viteri Washington Mauricio.
En nuestro país y a nivel mundial el consumo de combustible fósil es de
gran importancia para la gran mayoría de actividades productivas que se
realizan, es por esta razón que se realizan diversos estudios técnicos que
conlleven a mejorar el proceso de refinación del petróleo en estado
natural hasta ser convertido en derivados, tratando de que mencionado
proceso sea a corto plazo y con mayor rentabilidad. En este trabajo se
emplearon técnicas de ingeniería, métodos y análisis de procesos y
actividades diversas como estudios de mercados, que nos permitieron
diagnosticar, evaluar y cuantificar los problemas detectados y proponer
alternativas para optimizar el proceso, siendo opciones viables y rentables
para la empresa en cuestión, que le permitan logar incrementar la
producción de derivados del petróleo, convertirla a corto plazo en una
empresa de alta tecnología, lograr ser más eficientes y productivos,
mejorando sus sistemas de enfriamiento y evitando paralizaciones en la
Planta Universal. La inversión a realizar en este proyecto es de
$1110.332, 70, obteniendo un retorno anual de 25.43%, recuperando el
capital en un plazo de cinco años. Mediante el análisis económico
demostramos que es más factible realizar el proyecto.
Tlgo. Álvarez Viteri Washington Mauricio. Ing.Ind. Maquilón Nicola Ramón, MSC.
C.I. 0911412005 DIRECTOR DE TESIS
PROLOGO
Ep. Petroecuador es una Empresa Estatal que se dedica a la producción
de derivados de petróleo.
Capítulo I. Determina las generalidades de la empresa Ep Petroecuador
destacando los antecedentes históricos, procesos y flujos.
Capítulo II. Delimita la estructura organizacional de la empresa, capacidad
de producción y recursos materiales y humanos de la misma.
Capítulo III. En este capítulo se identificamos los problemas, y
analizamos Ishikawa, Pareto, Foda y Matriz Foda, impacto económico,
diagnósticos.
Capítulo IV. Contempla las alternativas de solución a los problemas y
hablamos de la ineficiencia del actual sistema de enfriamiento de los
derivados del petróleo.
Capítulo V. Hablamos de la evaluación económica y financiera,
calculando la rentabilidad del proceso en un número determinado de 5
años, con una tasa de interés del 12%.
Capítulo VI. Se trató de la programación para puesta en marcha de las
alternativas de las soluciones planteadas anteriormente, también habla
sobre la planificación de las actividades para la implementación de la
propuesta.
Capítulo VII. Hacemos una conclusión de los objetivos alcanzado y a la
vez se determina las recomendaciones para mejores resultados,
CAPÍTULO I.
GENERALIDADES
1.1 Antecedentes del problema.
En la actualidad la tecnología para el procesamiento del petróleo y sus
derivados ha evolucionado a tal punto de utilizar mecanismos más
efectivos y de menor costo que van a generar una alta eficiencia en la
producción de los derivados del crudo.
El Ecuador como País en vías de desarrollo no puede mantenerse al
margen del crecimiento e innovación de la industrialización del petróleo,
por esta razón se busca reemplazar los sistemas de mayor prioridad, por
tecnología avanzada que garantice la calidad del producto y minimice la
inversión del proceso, generando mayor rentabilidad.
Las refinerías del primer mundo utilizan modernos equipos como son
los aeroenfriadores, para disminuir la temperatura del producto final del
proceso de refinación del petróleo antes de ser almacenado para su
posterior distribución y comercialización.
Esta tecnología ya se emplea en nuestro país, siendo el complejo
industrial de Shushufindi el pionero en introducir aeroenfriadores en el
proceso de refinación del petróleo.
En vista de los inconvenientes presentados y la calidad del producto
final usando el sistema de enfriamiento con agua salada, se debe
implementar el uso de aeroenfriadores en la planta Universal de la
refinería La Libertad, puesto que dicha planta de refinación del crudo fue
construida en 1940 y los equipos datan de esa fecha, los constantes
mantenimientos de estos equipos generan grandes gastos al Estado y
merman la producción total de la refinería por paralización debido a dicho
mantenimiento, siendo la mejor opción el reemplazo total del sistema de
enfriamiento del producto final.
Los enfriadores que utilizan el agua salada como mecanismo de
disminución de temperatura funcionan a partir del principio de
enfriamiento o intercambio de calor, el objetivo de este sistema es bajar la
temperatura de los compuestos que fluyen por el sistema como: gasolina,
diesel liviano, diesel pesado y residuo, este sistema evitara los problemas
con el funcionamiento normal pues actualmente se presentan
inconvenientes debido a los cambio de mareas y taponamiento de las
puntas que van hacia el mar para la absorción del agua salada, hecho
importante para considerar el uso de los Aeroenfriadores (Ver anexo1-2).
Otro hecho importante es que el actual mecanismo utilizado es
deficiente cuando existe escases de agua salada por problemas de
cambios de mareas, falla de bombeo, etc. en algunas ocasiones el agua
que se bombea, a pesar de los filtros existentes, ingresa con arena
ocasionando así mayor presión en la planta de procesamiento, además el
agua salada corroe la estructura interna de los enfriadores.
La pérdida de agua de enfriamiento conducirá a paralizar
todas las bombas de aceite caliente que tengan cojinetes enfriados
por agua y a los diferentes enfriadores de los diversos productos que
genera la planta.
Se asume que existe una fuente sustitutiva de agua de
enfriamiento tal como un cruce en el arco de la línea de agua contra-
incendio o agua de servicio
Si no hay una fuente sustitutiva de agua será necesario hacer
Generalidades 3
una parada de emergencia como la denominada "Parada de
Emergencia General", por esto es importante la instalación de
Aeroenfriadores.
1.1.1 Planteamiento del problema.
1.1.1.1 Ubicación del problema en contexto.
Análisis del sistema de enfriamiento de los derivados del crudo con
propuesta a la optimización de los procesos productivos en la planta
Universal de la empresa EP Petroecuador Refinería La Libertad.
1.1.1.2 Situación conflicto
La ubicación del problema se localiza en los sistemas de salida de los
diferentes derivados de la torre de refinación de la planta universal,
Refinería La Libertad, ya que el producto resultante sale a temperaturas
muy elevadas y el actual sistema de enfriamiento por los problemas antes
mencionados limita la capacidad de disminución de temperatura de dichos
compuestos como son: gasolina, diesel liviano, diesel pesado y residuos.
1.1.1.3 Causas del problema, consecuencias.
La causa principal de la problemática se debe a la falta de enfriamiento de
agua salada necesaria para los derivados del petróleo.
A continuación se detalla un cuadro de las causas y consecuencias del
problema que presenta la Planta Universal de la EP PETROECUADOR
Refinería La Libertad:
Generalidades 4
CUADRO Nº 1
CAUSAS Y CONSECUENCIAS DEL PROBLEMA
CAUSAS
CONSECUENCIAS
Falta de agua salada para sistema
de enfriamiento.
Temperaturas elevadas al almacenaje.
Equipo de enfriamiento no
abastece a la necesidad de la
producción.
Disminución de la carga operativa de
la planta Universal.
Constante mantenimiento por
taponamiento de tubos en el
interior del equipo de enfriamiento
por agua salada
Disminución de la producción por
paralización de la Planta Universal.
Mantenimiento por rotura de tubos
por altas presiones en sistema de
enfriamiento.
Parada de emergencia de la Planta
Universal, limitando la producción.
Corrosión de las estructuras
internas del equipo por utilización
de agua salada.
Paralización temporal de la
producción.
Fuente: Manual de operaciones.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
1.1.1.4 Delimitación del problema.
La problemática se ve delimitada por diversos motivos, los cuales se los
representan con las siguientes interrogantes:
¿Está el Departamento de Operaciones de la EP Petroecuador
Refinería La Libertad en capacidad de manejar el nuevo sistema de
Aeroenfriadores?
Generalidades 5
¿Cuánto disminuirá la contaminación Ambiental el nuevo sistema
de Aeroenfriadores en comparación con los sistemas de
enfriamiento de agua salada, en el Cantón La Libertad?
¿Cuánto tiempo demorara la capacitación del personal de
Operaciones para el excelente uso del nuevo sistema?
¿Abastecerá el nuevo sistema de enfriamiento en reemplazo del
sistema de agua salada?
¿Está en condiciones la Planta Eléctrica de generar energía para el
funcionamiento de los Aeroenfriadores?
¿Está en capacidad el nuevo sistema de Aeroenfriadores de
soportar la totalidad de la producción de la E P Petroecuador
refinería La Libertad?
¿Cuánto tiempo será la vida útil del nuevo sistema de
Aeroenfriadores a implantarse en la E P Petroecuador Refinería La
Libertad?
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo General
Optimizar el sistema de enfriamiento de los derivados del petróleo en la
planta Universal de la refinería de La Libertad, con el cambio de los
enfriadores de agua salada con el uso de los Aeroenfriadores, para
obtener mejoras en la producción de la empresa.
1.2.2 Objetivos Específicos.
Determinar la capacidad productiva de los Aeroenfriadores.
Presentar un propuesta para que la producción sea más eficiente
Definir los procedimientos y soluciones.
Generalidades 6
Analizar la problemática suscitada con los enfriadores que usan
agua salada mediante el estudio de los incidentes negativos
presentados anteriormente en el lapso de tiempo de su uso.
Establecer las características principales de los Aeroenfriadores
analizando los beneficios que se tiene en el proceso de refinación
de hidrocarburos mediante la utilización de este equipo.
Analizar las características principales de los enfriadores por medio
de agua salada analizando los riesgos que se tiene en el proceso
de refinación de hidrocarburos mediante la utilización de este
equipo.
1.3 Justificación.
Según los últimos datos se aprecia que en la actualidad se tiene pérdidas
de producción, ya que el actual mecanismo utilizado suele fallar en
algunas ocasiones, generando pérdidas económicas muy elevadas para
el estado ecuatoriano, es deficiente cuando existe escases de agua
salada por problemas de cambio de mareas, falla de bombeo, etc. En
algunas ocasiones el agua que se bombea, a pesar de los filtros
existentes, ingresa con arena ocasionando así mayor presión en la planta
de procesamiento, además el agua salada corroe la estructura interna de
los equipos de enfriamiento.
1.3.1 Justificación Práctica
El Ecuador es un País con gran historia en la explotación y
procesamientos de hidrocarburos, este proceso es muy rentable, siendo
el más importante para el estado en cuanto a la mejora de la economía
nacional, razón suficiente para optimizar los procesos de refinación de
dicho hidrocarburo, aumentando las ganancias y generando mayores
ingresos para el estado ecuatoriano, buscando mediante procesos
Generalidades 7
alternativos minimizar los efectos negativos al ambiente y a los habitantes
de zonas cercanas a las instalaciones de procesamiento.
1.4 Marco Teórico.
1.4.1 Marco Histórico.
No se han encontrado antecedentes bibliográficos donde se describan los
procesos de enfriamiento de combustibles derivados de petróleo mediante
el uso de Aeroenfriadores, ya que los procesos que se describen en este
trabajo son novedosos e innovadores en el campo de la refinación del
petróleo.
Tomando como referencia el texto guía del curso TYRO (Training Your
Refinery's Operators), obligatorio para todo el personal que forma parte de
esta institución. Trata de la operación y refinación de plantas industriales.
1.4.2 Marco Referencial.
De acuerdo a lo descrito de un informe de la Escuela Superior Politécnica
del Chimborazo (RIOBAMBA 2009), se realizó un estudio de la
implementación de Aeroenfriadores en la torre de la Refinería Amazonas
que forma parte del Complejo industrial de Shushufindi, en donde se uso
este proceso para la recuperación física de la nafta, con la eliminación del
consumo de agua cruda y disminución del sistema de interconexión.
Diferentes trabajos relacionados a transferencia de calor en la industria
petrolera, citan que el enfriar o calentar son operaciones vitales en la
industria del petróleo y sus derivados, es por esto que se debe
comprender que los principios de transferencia de calor son muy
importantes para diseñar, seleccionar, cambiar o mantener los equipos de
intercambio de calor.
Generalidades 8
Los mecanismos de transferencia de calor sin transferencia de masa son:
conducción, convección y radiación; la evaporación y la condensación son
fenómenos importantes de transferencia de calor en los que además
existen transferencia de masa.
Las transferencias de calor ocurren siempre que existen regiones o
sustancias con temperaturas diferentes y que puedan estar en contacto
entre sí.
Este proceso ocurre cuando entran en contacto estas sustancias o
compuestos, transfiriendo temperaturas puesto que el calor fluye de la
región de mayor temperatura a la de menor temperatura, consiguiéndose
equilibrio térmico cuando ambas regiones tienen la misma temperatura,
dicho equilibrio es independiente del contenido calorífico de las regiones,
existen tres maneras básicas de transferencia de calor de una sustancia a
otra, estas son:
a) Conducción.
b) Radiación.
c) Convección.
Conducción.- En la mayoría de los intercambiadores de calor hay
paredes metálicas (tubos) que separan un fluido de otro que está a unas
temperaturas distinta. El calor del fluido más caliente pasa a través de la
pared de separación al fluido más frío.
La transferencia del calor depende de:
La diferencia de temperatura de los fluidos.
El área de intercambio térmico.
La naturaleza de las substancias que intercambian calor.
Generalidades 9
Radiación.- Todos estamos familiarizados con el calor radiante emitido
por el sol. El calor se transfiere a través del espacio por medio de ondas
electromagnéticas.
El calor radiante juega un papel de menor importancia en el
intercambio de calor pero es muy importante en la mayor parte de hornos
y calderas.
Convección.- La tercera forma de transferencia de calor es la más usada
para calentar las viviendas. El airé es calentado por un radiador o por
medio de otra fuente de aire, a medida que el aire se calienta se hace más
liviano, sube reemplazado por el aire frío que es más pesado. Este se
conoce como convección natural. Este mismo fenómeno el que sucede en
la transferencia de calor en fluidos.
Los intercambiadores de calor se pueden clasificar como sigue:
1. Intercambiadores De Calor — Este equipo recupera el calor por
intercambio entre dos corrientes del proceso (Ver anexo Graf.3).
2. Enfriadores — Usan aire o agua como medio para enfriar los fluidos
del proceso donde no haya una corriente apropiada del proceso para
utilizarla en el intercambio.
3. Condensadores —.Son enfriadores cuya función es la de retirar el
calor latente y sensible y de transformar el vapor en un líquido
subenfriado.
4. Hervidores — Se usan para suplir los requerimientos de calor en el
proceso de destilación. El medio de calefacción puede ser vapor, aceite
caliente, o una corriente del proceso.
5. Hornos — Estos se usan para transferir calor a una corriente del
proceso por medio de la combustión de un combustible.
Generalidades 10
Para la realización de este proyecto de tesis, el más importante en
destacar es el mecanismo de enfriadores que como ya se menciono usan
aire para llevar a cabo el proceso de enfriamiento de fluidos o
subproductos del hidrocarburo.
1.4.3 Fundamentación Teórica.
Para lograr este trabajo se esquematizó diagramas para mayor
comprensión del proceso, lo que se explica a continuación:
1.4.3.1 Diagrama de Operaciones.
El diagrama de operaciones de proceso, base para este trabajo, permite
exponer con claridad el problema, pues si no se plantea correctamente un
problema difícilmente podrá ser resuelto. (Ver diagrama 1)(Diagrama
facilitado por el Ing. Vicente Zambrano. Jefe coordinador de operaciones
no catalítica, y obtenido de la base de datos de la Ep Petroecuador
Refinería La Libertad)
1.4.3.2 Diagrama de Proceso.
El diagrama de proceso es una representación gráfica de los pasos que
se siguen en toda una secuencia de actividades, dentro de un proceso o
un procedimiento, identificándolos mediante símbolos de acuerdo con su
naturaleza; incluye, además, toda la información que se considera
necesaria para el análisis, tal como distancias recorridas, cantidad
considerada y tiempo requerido. Con fines analíticos y como ayuda para
descubrir y eliminar ineficiencias, es conveniente clasificar las acciones
que tienen lugar durante un proceso dado en cinco clasificaciones. Estas
Generalidades 11
se conocen bajo los términos de operaciones, transportes, inspecciones,
retrasos o demoras y almacenajes, lo cual se detallará ampliamente. (ver
Diagrama 2) (Diagrama facilitado por el Ing. Vicente Zambrano. Jefe
coordinador de operaciones no catalítica, y obtenido de la base de datos
de la EP Petroecuador Refinería La Libertad)
1.4.3.3 Diagrama de Flujo.
Los diagramas de flujos son una representación gráfica de un algoritmo o
proceso. Se utiliza en disciplinas como la programación, la economía, los
procesos industriales y la psicología cognitiva. Estos diagramas utilizan
símbolos con significados bien definidos que representan los pasos del
algoritmo, y representan el flujo de ejecución mediante flechas que
conectan los puntos de inicio y de término. (Ver Diagrama 3)(Diagrama
facilitado por el Ing. Vicente Zambrano. Jefe coordinador de operaciones
no catalítica, y obtenido de la base de datos de la EP Petroecuador
Refinería La Libertad)
1.4.3.4 Diagrama de Recorrido.
El diagrama de recorrido de actividades se efectúa sobre un plano donde
se sitúan las máquinas a escala. En él se traza una línea que indique la
secuencia que seguirá el producto. Este diagrama se complementa con el
anterior y permite lograr una mejor distribución en planta al ahorrar
distancias y, por tanto, tiempo.
Es evidente que el diagrama de recorrido es un complemento valioso
del diagrama de curso de proceso, pues en él puede trazarse el recorrido
inverso y encontrar las áreas de posible congestionamiento de tránsito, y
facilita así el poder lograr una mejor distribución en la planta (Ver
Diagrama 4). (Diagrama facilitado por el Ing. Vicente Zambrano. Jefe
Generalidades 12
coordinador de operaciones no catalítica, y obtenido de la base de datos
de la Ep Petroecuador Refinería La Libertad).
1.5 Hipótesis.
El propósito de este estudio es la optimización de los procesos
productivos en la EP Petroecuador Refinería La Libertad, planta universal,
con el uso de los Aeroenfriadores, que reemplazaran al antiguo sistema
de enfriamiento con agua salada y la problemática de su uso, debido a
que los nuevos sistemas de enfriamiento usaran corrientes de aire,
terminando con los inconvenientes de almacenar derivados con
temperaturas elevadas.
1.6 Metodología.
Se aplicara métodos de campo para identificar las causas de los
problemas detectados por el uso de los enfriadores por agua salada
mediante la observación directa, para el efecto se seguirán los siguientes
pasos:
Recopilación de información: Para este fin, se utilizan fichas de
observación donde se detallan todos los incidentes presentados al utilizar
los enfriadores de agua salada en la refinación de hidrocarburos en la
Refinería Petroindustrial La Libertad.
Análisis y procesamiento de la información: Para este fin, se utilizan
cuadros y diagramas, mediante los cuales se llegará a determinar qué
equipo es el más adecuado para ser utilizado como mecanismo de
enfriamiento de hidrocarburos.
Generalidades 13
Aplicación de técnicas de diagnóstico para la evaluación de riesgos-
beneficios: Para este fin, se hace referencia a la utilización de los
diagramas de Pareto Causa – efecto para optimizar los resultados de la
refinación y mediante la utilización de herramientas de análisis como el
FODA y análisis del FODA se determinará la efectividad del sistema
propuesto de Aeroenfriadores.
Establecer conclusiones y recomendaciones: Luego de establecer una
base de datos sobre la información recopilada y analizada, se establecen
los resultados y se concluye con la opción más adecuada para utilizar
como método de enfriamiento y se detallan recomendaciones para el
mejoramiento de dicho proceso.
1.7 Antecedentes De La Empresa.
La Refinería EP Petroecuador La Libertad en el pasado, formaba parte de
la empresa Anglo Ecuadoriam Oilfields y comprendía las plantas:
Parsons, Universal y Cracking; la empresa Repetrol con la planta Cautivo,
fueron revertidas al Estado Ecuatoriano, el 29 de Noviembre de 1989 y la
última el 25 de Agosto de 1990, para formar la empresa Petropenínsula,
filial de Petroecuador; luego de 5 años entro a formar parte de la filial
Petroindustrial.
El hidrocarburo o petróleo que se procesa en la refinería EP
Petroecuador la Libertad proviene en 4% de los campos petrolíferos de
nuestra provincia y un 96% de los campos del oriente ecuatoriano.
La Refinería EP Petroecuador La Libertad (RLL) antes denominada
Petroindustrial está diseñada para procesar 45000 BPD de petróleo
crudo extraído del Oriente Ecuatoriano y produce los siguientes
derivados: GLP, gasolina, diesel No. 1, diesel No. 2, jet fuel, JP1, Fuel Oil
Generalidades 14
No. 6, solvente No. 1, solvente No. 2 (rubber solvent), spray oil y mineral
turpentine.
La Refinería EP Petroecuador La Libertad con 60 años de operación en la
península de Santa Elena es el centro refinador más antiguo del Ecuador,
y ahora el segundo por su capacidad de producción.
En el Ecuador la actividad petrolera se remonta a los años 1829
cuando el libertador Simón Bolívar dicta el primer decreto que establece
que las minas de cualquier clase corresponden a la república o estado
(“Hitos de la industria petrolera”).
En 1878 la Asamblea Nacional Constituyente da la concesión para la
exploración de hidrocarburos a la firma MG Mier, especificando la
explotación de sustancias bituminosa en la Península de Santa Elena.
Posteriormente en 1886 el Congreso nacional expide el primer código
de minería que reconoce la propiedad estatal sobre las minas,
reconociendo el dominio particular sobre la superficie del terreno que las
cubra, reformando dicho código en 1890 introduciendo una enmienda
para reconocer el arrendamiento de las minas por un periodo máximo de
cincuenta años, posteriormente derogada en 1901.
Y fue en 1907 que el código de minería declaro por primera vez la
propiedad estatal sobre el petróleo, carbón y demás sustancias fósiles, en
1909 Salvador Viggiani comunica al gobierno presidido por el general Eloy
Alfaro la existencia de las minas ubicadas en la Ciudadela La Carolina,
sector Santa Paula y Las Conchas en la Península de Santa Elena de las
cuales se extraía en forma manual una sustancia aceitosa mineral pesada
de tipo asfaltico, por lo que el General Eloy Alfaro propone que el estado
se reserve la explotación de minas e hidrocarburos. La empresa Anglo
Ecuadorian Oilfields Ltda. en 1911 perfora el primer pozo petrolero en la
Península de Santa Elena denominado “Ancón 1” de donde se extrajo
crudo de entre 30 a 40º API, empezando así una gran historia petrolera en
nuestro país, en 1916 se conforma en Guayaquil la empresa “Mine
Generalidades 15
Williamson & Co” para la explotación de petróleo en la península de
Santa Elena.
En 1923 la empresa Anglo Ecuadorian Oilfields Ltda. se instala en el país
y obtiene por traspaso los derechos de la empresa “Mine Williamson &
Co”. Posteriormente en 1929 la firma Anglo alcanza su mejor logro con el
Pozo Nº 4 que marcó el inicio de la era petrolera ecuatoriana con una
producción de 3.000 barriles diarios.
En el año 1940 la empresa Anglo Ecuadorian Oilfields Ltda. Instala la
Refinería La Libertad en la Provincia del Guayas, actual provincia de
Santa Elena, que inicialmente tenía dos plantas: Foster y Stratford.
Allí ingresa agua salada y se transforma en agua dulce. Cerca están
dos reservorios de 270 000 galones., la planta Cautivo fue construida en
1968 y producía 5 000 barriles por día cuando empezó. Hoy procesa 9000
barriles por día.
En 1967 la compañía Anglo declara que los yacimientos de la
Península de Santa Elena están casi agotados, por lo tanto su operación
no es rentable y que desde esa fecha se dedicara a la refinación,
mediante la importación de mezclas de crudos y al monopolio de la
distribución de gasolina de 64 y 80 octanos.
En 1968 se incorpora a la Refinería de la Libertad la planta Parsons,
con una capacidad inicial de refinación de 20.000 barriles diarios.
El 23 de junio de 1972 se crea la Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana CEPE mediante decreto suscrito por el Gobierno de las
Fuerzas Armadas.
Para el 3 de enero de 1973 CEPE recibe de Anglo Ecuadorian Oilfields
Ltda. Los yacimientos de la península de Santa Elena, la corporación
estatal asume la explotación directa de estos campos a través de la
regional península.
El 20 de noviembre de 1973 Ecuador ingresa a la OPEP Organización
Generalidades 16
de países exportadores de petróleo. El 10 de marzo de 1974 CEPE
realiza la primera etapa de la refinería Anglo.
El 18 de mayo de 1975 la empresa CEPE Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana inicia la perforación de su primer pozo con una producción
promedio de 2.066 barriles diarios.
El 16 de enero de 1976 concluye el proceso de reversión de los
equipos, maquinarias, instalaciones, herramientas y de mas bienes de la
compañía Anglo Ecuadorian Oilfields Ltda.
El 26 de septiembre de 1989 se crea Petroecuador en reemplazo de
CEPE, se conforma como un holding como una matriz y seis filiales de las
cuales tres son permanentes: Petroproducción, Petrocomercial y
Petroindustrial, y tres son temporales: Petropenínsula, Petroamazonas y
Petrotransporte.
El 30 de noviembre de 1989 revierte al estado la refinería Anglo
Ecuadorian Oilfields Ltda., luego de 33 años de operación privada.
El 15 de junio de 1990 se informa que por primera ocasión,
Petroecuador figura entre las 50 compañías petroleras más importantes
del mundo.
El 25 de agosto de 1990 Petropenínsula asume la operación de la
refinería Repetrol (Cautivo) que revierte al estado y el 1 de junio de 1992
en cumplimiento al decreto ejecutivo Nº 2385 del 27 de mayo
Petropenínsula se integra a Petroindustrial.
El 10 de septiembre de 1993 se anuncia que Petroecuador se
encuentra en el octavo lugar entre las 200 empresas exportadoras más
importantes de América latina y que ocupa la tercera ubicación entre las
empresas petroleras.
Hasta la actualidad forman una sola empresa estatal llamada Empresa
Pública de Hidrocarburos Del Ecuador EP Petroecuador.
Generalidades 17
Para realizar este Proyecto se va a tomar en cuenta solo a la planta
Universal de la Empresa.
1.7.1 Refinerías Construidas En Santa Elena.
Las razones por la que conviene analizar los problemas de refinería
cautivo, es precisamente que a estos procesos de industrialización se
pretende automatizarlos por medio del registro de datos generados a
partir de las refinerías, con el único fin de mantener reportes actualizados
del estado de las operaciones que diariamente se realizan.
A continuación se plantea en el cuadro # 1, las Refinerías de la
zona peninsular en total se construyeron 9 refinerías que en su
debido momento fueron operativas.
CUADRO Nº 2
REFINERIAS CONSTUIDAS EN LA PROVINCIA DE SANTA ELENA
REFINERIAS CONSTRUIDAS EN SANTA ELENA
NOMBRES
Barriles
por día
SECTOR/LUGAR
AÑO
REFINERIA TIGRES 4000 ANCON
1943
LA CAROLINA OIL COMPANY 4000 CAROLINA 1954
FOSTER Y STRATFORD 7000 PUERTO RICO 1940
CRAKING TERMICO 4000 LAS ACACIAS 1956
UNIVERSAL 6000 LAS ACACIAS 1956
PARSONS 20000 LAS ACACIAS 1968
GULF 5000 CAUTIVO 1969
REFORMING 5000 CAUTIVO 1970
Fuente: Investigación directa
Elaborado: Washington Álvarez Viteri.
Generalidades 18
1.8 Datos Generales De La Empresa EP Petroecuador.
1.8.1 Planta Universal (Ver anexo. 19)
La planta Universal, construida en 1958, y que inicialmente procesaba 5
000 b/d. y el 15 de agosto de 1975 amplia su producción 10 000 b/d y
está ubicada junto a la de mayor capacidad: La Parsons, ambas unidades
de destilación atmosférica se sirven del líquido vital que les provee la
planta de desalinización de agua de mar, de la misma Refinería.
Los productos derivados del petróleo de esta planta son: gasolina,
gasolina turbo (de avión), diesel 1, diesel 2, y residuos.
1.8.2 Localización De La Empresa EP Petroecuador.
La Refinería EP Petroecuador La Libertad (RLL) se encuentra ubicada en
el Cantón La Libertad, provincia de Santa Elena, frente a la ciudadela “Las
Acacias” (Ver anexo. 17)
1.8.3 Ubicación Geográfica
Geográficamente de la empresa EP Petroecuador se encuentra ubicada
de la siguiente manera:
Al Norte: Con el Océano Pacifico.
Al sur: Con la Ciudadela las Acacias.
Al Este: Con el Club Puerto Rico.
Al Oeste: Con la ciudadela Puerto Nuevo y Colinas de la Previsora.
Según la posición satelital obtenida de la pagina Google hearth la
refinería EP Petroecuador se encuentra en las coordenadas
Generalidades 19
22°13'32.24"S y 80°53'56.27"O y une elevación de 26m sobre el nivel del
mar (Ver anexo. 18)
1.8.4 Identificación Según Código Internacional Industrial Uniforme
(CIIU).
El CIIU (Código Internacional Industrial Uniforme) es una clasificación
uniforme de las actividades económicas por procesos productivos. El
objetivo de este código es proporcionar un conjunto de categorías de
actividades que se pueda utilizar al elaborar estadísticas sobre ellas.
Tiene por objeto satisfacer las necesidades de los que buscan datos
clasificados referentes a categorías comparables internacionalmente de
tipos específicos de actividades económicas.
La Refinería EP Petroecuador La Libertad se encuentra catalogada
según la CIIU dentro de la subdivisión de “Explotación de minas y
canteras” categorización de “Extracción de petróleo crudo y gas natural”,
mención en “Actividades de servicios relacionadas con la extracción de
petróleo y gas, excepto las actividades de prospección”, reconocida por el
enunciado de D 2320.00
CUADRO Nº 3
CLASIFICACION DEL CIIU
D ELABORACION DE PRODUCTOS ALIMENTICIOS Y DE BEBIDAS.
D 232 FABRICACION DE PRODUCTOS DE LA REFINACION DEL PETROLEO.
D 2320 FABRICACION DE PRODUCTOS DE LA REFINACION DEL PETROLEO.
D 2320.0 FABRICACION DE PRODUCTOS DE LA REFINACION DEL PETROLEO.
D 2320.00 Fabricación de combustibles líquidos o gaseosos (gasolina, diesel, etano, butano o propano, combustibles para calderos).
Fuente: Clasificación Ampliada de Actividades Económicas Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Generalidades 20
1.8.5 Filosofía Estratégica.
El cambio de razón social de Petroíndustrial a, Gerencia de refinación de
La Empresa Pública Petroecuador Refinería la Libertad, está dando lugar
para que la misión de este complejo industrial sea redefinida, pero en la
actualidad se presenta en todas las instalaciones la anterior, hasta que la
empresa lo determine, de la misma manera la visión no presenta
propuesta alguna diferente por ser una empresa pública del estado y para
esta gerencia de refinación, la misión y visión reza como dice a
continuación.
1.8.6 Misión.
Industrializar hidrocarburos, para atender la demanda nacional de
derivados, bajo sistemas de gestión de calidad, con talento humano
competente, seguridad, cuidado ambiental y utilizando los recursos en
forma eficiente y transparente.
1.8.7 Visión.
Al 2015, ser una organización con alto nivel de desempeño en
industrialización de hidrocarburos, bajo estándares internacionales de
calidad para satisfacer la demanda del país, con talento humano
calificado y comprometido, garantizando el desarrollo sustentable.
1.8.8 Estrategia Operativa
Las estrategias operativas de Refinería La Libertad para el año 2010 son;
Operar al 95% de capacidad y programa de paros programados en las
unidades Parsons 22 días, Universal 21 días, y Cautivo 21 días y
procesamiento de crudo de 280 API.
Generalidades 21
1.8.9 Objetivos.
1.8.9.1 Objetivo General.
Reducir el costo de refinación optimizando los procesos dando
alternativas en la distribución de planta y por lo tanto se busca
incrementar la producción de derivados del petróleo, con la mejor
calidad optimizando el recurso propio disponible. Y como valor
agregado incrementar la responsabilidad socio – ambiental y
seguridad integral.
1.8.9.2 Objetivos Específicos.
Optimizar los procesos administrativos y operativos
Mejorar la confiabilidad, disponibilidad de las plantas industriales
para sus procesos.
Cumplir la programación anual para la producción de derivados.
Proponer mejoras para las ampliaciones a la infraestructura de
refinación.
Sugerir mejoras a la seguridad integral en las instalaciones de
procesos.
Precautelar la salud ocupacional del personal.
1.9 Descripción de los Subproductos que Elabora La Planta
Universal.
Entre los principales productos que se procesan están: (ver tabla 1.-
Productos Planta Universal)
Generalidades 22
1.9.1 Gasolina
La gasolina es una mezcla de derivada del petróleo que se utiliza como
combustible en motores de combustión interna con encendido a chispa.
Tiene una densidad de 720. Un litro de gasolina tiene una energía de
34,78 megajulios, aproximadamente un 10% menos que el gasoil, que
posee una energía de 38,65 megajulios por litro de carburante, en
términos de masa, la gasolina tiene 3,5 de masa.
1.9.1.1 Componentes
La gasolina se obtiene del petróleo en una refinería. En general se
obtiene a partir de la nafta de destilación directa, que es la fracción líquida
más ligera del petróleo (exceptuando los gases). La nafta también se
obtiene a partir de la conversión de fracciones pesadas del petróleo
(gasoil de vacío) en unidades de proceso denominadas CCF (craqueo
catalítico fluidizado) o hidrocraqueo. La gasolina es una mezcla de cientos
de hidrocarburos individuales desde C4 (butanos y butenos) hasta C11
como, por ejemplo, el metilnaftaleno.
Gasolina de Destilación Directa: Ausencia de hidrocarburos no
saturados, de moléculas complejas aromáticas- nafténicas. El contenido
aromático se encuentra entre 10-20%.
1.9.1.2 Características
Deben cumplirse una serie de especificaciones requeridas para que el
motor funcione bien y otras de tipo ambiental, ambas reguladas por ley en
la mayoría de los países. La especificación más característica es el índice
de octano (MON, "motor octane number", RON "research octane number"
Generalidades 23
o el promedio de los anteriores), que indica su resistencia que presenta el
combustible a producir el fenómeno de la detonación.
En España, en 2008, se comercializaban dos tipos de gasolina sin plomo
de diferente octanaje cada una denominadas Sin Plomo 95 y Sin Plomo
98, aunque las petroleras realizaban distintas modificaciones en su
composición para mejorar el rendimiento, y ofrecer productos ligeramente
distintos que la competencia. Sus precios, en noviembre de 2009,
rondaban los 1,07 €/litro para Sin Plomo 95 y el 1,19 €/litro para Sin
Plomo 98, según la petrolera.
1.9.1.3 Composiciones Químicas
Normalmente se considera nafta a la fracción del petróleo cuyo punto de
ebullición se encuentra aproximadamente entre 28 y 177 °C (umbral que
varía en función de las necesidades comerciales de la refinería). A su vez,
este subproducto se subdivide en nafta ligera (hasta unos 100 °C) y nafta
pesada (el resto). La nafta ligera es uno de los componentes de la
gasolina, con unos números de octano en torno a 70. La nafta pesada no
tiene la calidad suficiente como para ser utilizada para ese fin, y su
destino es la transformación mediante reformado catalítica, proceso
químico por el cual se obtiene también hidrógeno, a la vez que se
aumenta el octanaje de dicha nafta.
Además de la nafta reformada y la nafta ligera, otros componentes que
se usan en la formulación de una gasolina comercial son la nafta de FCC,
la nafta ligera isomerizada, la gasolina de pirolisis desbencenizada,
butano, butenos, MTBE, ETBE, alquilato y etanol. Las fórmulas de cada
refinería suelen ser distintas (incluso perteneciendo a las mismas
compañías), en función de las unidades de proceso de que dispongan y
según sea verano o invierno.
Generalidades 24
La nafta se obtiene por un proceso llamado fluid catalytic cracking FCC (a
veces denominada gasolina de FCC) de gasoil pesado. Si no está
refinada puede tener hasta 1.000 ppm de azufre. Tiene alrededor de un
40% de aromáticos y 20% de olefinas. Sus números de octano
(MON/RON) están en torno a 80/93.
La nafta ligera isomerizada (isomerato) se obtiene a partir de la nafta
ligera de destilación directa, mediante un proceso que usa catalizadores
sólidos en base platino/aluminio o zeolíticos. Es un componente libre de
azufre, benceno, aromáticos y olefinas, con unos números de octano
(MON/RON) en torno a 87/89.
La gasolina de pirolisis desbencenizada se obtiene como subproducto
de la fabricación de etileno a partir de nafta ligera. Está compuesta
aproximadamente por un 50% de aromáticos (tolueno y xilenos) y un 50%
de olefinas (isobuteno, hexenos). Tiene en torno a 200 ppm de azufre. El
benceno que contiene en origen suele ser purificado y vendido como
materia prima petroquímica. Sus números de octano (MON/RON) están
en torno a 85/105.
El alquilato se obtiene a partir de isobutano y butenos, mediante un
proceso que usa catalizadores ácidos (bien ácido sulfúrico bien ácido
fluorhídrico). Tampoco tiene azufre, benceno, aromáticos ni olefinas. Sus
números de octano (MON/RON) están en torno a 94/95.
1.9.2 Diesel 1 Y 2
La segunda fracción importante que se obtiene en la destilación
atmosférica del petróleo, es la conocida como destilados medios que
comprenden los productos Diesel 1, Jet A-1, Diesel 2 y Diesel Premium.
Generalidades 25
1.9.2.1 Características
Los componentes de este producto son hidrocarburos que destilan
entre los 200°C y 300°C, los hidrocarburos más importantes que
entran en la composición química de este combustible son:
parafínicos, izoparafínicos, aromáticos (monociclo y biciclos),
nafténicos y estructuras mixtas naftenos-aromático.
Tiene una buena combustión, con llama blanca amarillenta debido
al bajo contenido de hidrocarburos aromáticos. La apariencia del
producto es blanca transparente y la acidez orgánica se expresa en
mg de KOH/ 100 ml, no sobrepasa de 1,4 %, lo cual evita la acción
corrosiva sobre los metales.
1.9.2.2 Usos
Por su alto poder calorífico, es utilizado como combustible de uso
industrial, especialmente en la industria de la cerámica y, en las áreas
rurales es de uso doméstico. Se utiliza como diluyente en la preparación
de capa de rodadura de las carreteras. En la comercialización de los
combustibles marinos es usado como diluyente para ajuste de la
viscosidad en la preparación de los IFO (Fuel Oil Intermedio); en el
transporte de hidrocarburos por poliductos se utiliza como interfaces para
la separación de productos.
1.9.3 Residuo Atmosférico
Es la fracción más pesada del crudo, por lo que se le denomina también
crudo reducido y se utiliza como alimentación a la unidad de destilación a
vacío
Generalidades 26
1.10 Organigrama General de La Empresa EP Petroecuador
Refinería La Libertad.
El organigrama general de esta empresa, está encabezada por un
Directorio, que es al nivel jerárquico más alto en todo el organigrama,
seguido por las gerencias, englobada en un nivel llamado Gerencia
General, de la cual se subdividen en direcciones y coordinaciones, hasta
dar lugar a las subsidiarias.
La Refinería La Libertad es una empresa con personalidad jurídica,
patrimonio propio, autonomía administrativa y operativa. La
estructura básica de la Refinería La Libertad comprende dos conjuntos
orgánicos:
a) Los órganos básicos de la filial; y
b) Los órganos técnico-administrativos
Los órganos básicos comprenden el Consejo de Administración y la
Vicepresidencia.
Los órganos técnico-administrativos son subordinados al
Vicepresidente y actúan en la programación, ejecución, seguimiento y
control de las actividades empresariales. En éste se encuentran todas
las Unidades de la Filial (Ver organigrama 1. Estructural de la empresa).
1.10.1 Organigrama Del Departamento de Operaciones de La
Empresa EP Petroecuador Refinería La Libertad.
Los organigramas son la representación gráfica de la estructura orgánica
de una empresa u organización que refleja, en forma esquemática, la
posición de las áreas que la integran, sus niveles jerárquicos, líneas de
autoridad y de asesoría. Por tanto, teniendo en cuenta que los
organigramas son de suma importancia y utilidad para empresas,
Generalidades 27
entidades productivas, comerciales, administrativas, políticas, etc. (Ver
Organigrama Nº 2)
1.11 Manual de Funciones de EP Petroecuador Refineria La Libertad.
Dentro de la intendencia de producción encontramos el departamento de
operaciones que se encarga de la coordinación directa de la operación de
las tres plantas de refinación de la EP PETROECUADOR REFINERIA LA
LIBERTAD trabaja las 24 horas los 365 días del año, en turnos 9 – 3 que
significa que trabajan 9 días seguidos y descansan 3 en cuatro turnos de
guardia compuesto por un supervisor, un tablerista, y un operador de
campo en cada turno.
Funciones del departamento de Producción.
Denominación del área: Intendente de Refinación.
Ing. Geovanny Salazar Santos.
Actividades:
Programar, coordinar, supervisar y ejecutar las actividades de las
unidades de operación.
Revisar los programas de trabajo, manuales de operación,
instructivos y demás procedimientos necesarios para el
funcionamiento eficiente de la unidad.
Estudiar y proponer modificaciones necesarias para mejorar los
rendimientos, eficiencia, optimización de las plantas y mejorar las
condiciones de los equipos.
Coordinar la ejecución de pruebas de funcionamiento y rendimiento
de los procesos, sistemas o equipos según sea requerida.
Generalidades 28
Prever y solicitar los químicos y otros insumos requeridos para las
plantas.
Coordinar con las otras áreas de refinería los paros programados
de mantenimiento.
Coordinador de operaciones de No Catalítica
Ing. Vicente Zambrano.
1. Coordinar la ejecución de cursos de capacitación técnica para el
personal de su área.
2. Coordinar y realizar un programa de mantenimiento de emergencia
y programado para la planta.
3. Coordinar y supervisar el trabajo de su personal a cargo.
4. Cumplir y hacer cumplir las nomas del sistema de gestión de
calidad.
5. Cumplir y hacer cumplir reglamentos y disposiciones de la refinería.
6. Elaborar informes sobre el estado de la planta y las necesidades
de la misma para el jefe inmediato.
7. Elaborar listados de trabajos requeridos para el funcionamiento de
la planta como apoyo a mantenimientos programados.
8. Elaborar requisiciones de materiales a bodega, necesarios para la
operación de las plantas.
9. Elaborar órdenes de trabajos para que se realice el mantenimiento
e instalaciones de equipos en el área.
10. Elabora, revisar y actualizar los instructivos de operación.
11. Realizar seguimiento sobre las condiciones ambientales de
efluentes gaseosos y líquidos que se generan en la planta.
12. Supervisar el funcionamiento de la planta controlando al personal
asignado para que el proceso cumpla con los parámetros técnicos
especificados
Generalidades 29
13. Supervisar las novedades de los turnos para verificar el
funcionamiento de las plantas y la calidad de los combustibles
producidos.
Supervisor de Operaciones de No Catalítica.
1. Cumplir y hacer cumplir las normas del sistema de gestión de
calidad.
2. Realizar recorrido minucioso de la planta en general para
3. Conocer las condiciones operativas de la planta
4. Coordinar con el técnico líder de operaciones de tablero el control
de las variables de proceso.
5. Enviar muestras especiales para análisis en laboratorio, y realizar
ajustes de variables de procesos en base a dicho análisis
6. Recibir el turno de trabajo, analizando las condiciones de la planta
según el informe del relevo, mediante la revisión de la bitácora
7. Supervisar y apoyar en los trabajos de mantenimiento en equipos
rotativos y estáticos
8. Realizar actividades inherentes al área
9. .coordinar con el técnico líder de operaciones de tablero y
10. Técnicos de operaciones las acciones correctivas en emergencias
para mantener la planta operativa
11. .supervisar que la toma de datos en campo sea correcta y
adecuada
12. .ingresar órdenes de trabajo al sistema.
13. Recopilar la información de los técnicos de operaciones, para llenar
la bitácora de funcionamiento y condiciones de la planta.
Generalidades 30
Técnico líder de operaciones de tablero de no catalítica.
1. Monitorear y controlar las variables del proceso de la unidad de
acuerdo al instructivo de operación desde el panel de control,
verificando parámetros (presión, temperatura, flujo, nivel) del
sistema de la planta
2. Realizar ajustes y analizar tendencias para la toma de acciones
correctivas.
3. Revisar las novedades del turno anterior para constatar las
condiciones de operación.
4. Registrar en la bitácora las novedades de operación, ajustes
realizados y el estado actual de la planta
5. Reportar al jefe inmediato anomalías en cuanto a parámetros de
operación de la planta.
6. Cumplir las normas del sistema de gestión de calidad
Técnico de operaciones de no catalítica
1. Inspeccionar y supervisar el funcionamiento de equipos y
componentes de la planta para verificar si existen novedades.
2. Controlar los parámetros de operación, bombas, vapor y
combustibles.
3. Verificar la existencia de combustible en los tanques para
operación de los hornos.
4. Preparar y controlar la dosificación de químicos necesarios para
controlar la corrosión.
5. Verificar la presencia de condensados en la emisión de gases a
hornos o tea
6. Verificar el funcionamiento de los hornos.
7. Elaborar informes de sus actividades y novedades del área.
8. Registrar las variables de los procesos de los equipos de la planta
Generalidades 31
9. Realizar cambio de bombas en caso de ser necesario.
10. Cumplir las normas del sistema de gestión de calidad
11. Verificar el abastecimiento de materiales y equipos para la
operación de la planta.
12. Colaborar y dar soporte en los paros emergentes o programados
Auxiliar de no catalítica
1. Drenar los tanques para eliminar el agua existente.
2. Dar apoyo a las operaciones de no catalítica
3. Participar en las actividades de seguridad industrial como
miembros de las brigadas contra incendio
El personal operativo labora en turnos rotativos, tomando en cuenta que
hay cuatro turnos y trabajan en modalidad 9 – 3 lo cual significa que 9
días laboran y 3 días descansa.
Generalidades 32
CAPÌTULO II.
SITUACIÓN ACTUAL.
2.1 Capacidad de Producción de La Planta Universal.
En la planta Universal la capacidad de producción es de 10 000 barriles
por día, la producción de derivadas es aproximadamente igual a:
Gasolina: 1800 barriles por día
Diesel 1 y diesel 2: 3000 barriles por día
Residuos: 5200 barriles por día
En el lapso de este ultimo año la capacidad no ha variado en gran
proporción a continuación se tomó al azar un día de diferentes meses
para hacer la comparación de la producción o de la capacidad de
refinación de la planta universal.
CUADRO Nº 4
CAPACIDAD DE PRODUCCION DE LA PLANTA UNIVERSAL
Martes 19 de enero del 2010
Miércoles 17 de febrero del 2010
Gasolina 1700 Barriles por día aprox.
Gasolina 1800 Barriles por día aprox.
Diesel 1
Diesel 1
Diesel 2 3100 Barriles por día aprox.
Diesel 2 3000 Barriles por día aprox.
Residuos 5200 Barriles por día aprox.
Residuos 5200 Barriles por día aprox.
Total
carga 10000 Barriles por día aprox.
Total carga
10000 Barriles por día
aprox.
Lunes 1 de marzo del 2010
Viernes 16 de abril del 2010
Gasolina 1800 Barriles por día aprox.
Gasolina 2000 Barriles por día aprox.
Diesel 1
Diesel 1
Diesel 2 3000 Barriles por día aprox.
Diesel 2 2800 Barriles por día aprox.
Residuos 5200 Barriles por día aprox.
Residuos 5200 Barriles por día aprox.
Total
carga 10000 Barriles por día aprox.
Total carga 10000 Barriles por día aprox.
Jueves 20 de mayo del 2010
Lunes 14 de junio del 2010
Gasolina 1700 Barriles por día aprox.
Gasolina 1800 Barriles por día aprox.
Diesel 1
Diesel 1
Diesel 2 3100 Barriles por día aprox.
Diesel 2 3000 Barriles por día aprox.
Residuos 5200 Barriles por día
Residuos 5200 Barriles por día aprox.
Total
carga 10000 Barriles por día aprox.
Total carga 10000 Barriles por día aprox.
Fuente: Diario de reporte de la Planta Universal.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri.
La planta Universal ha sido modificada de su diseño original, para
manejar 10000 Barriles por día de crudo de 27,0 a 27,5 IAP (Instituto
Americano de petróleo).
El crudo por gravedad baja desde los tanques 39, 40, 41, 42, CP 1,
55, 32 y 33; y el 60 (slop) con bomba de transferencia hasta las
bombas de carga CP1A/B. El crudo se precalienta en la siguiente serie
de intercambiadores: vapor de cima /crudo CE1; diesel #1/ crudo
CE2B y CE2A; residuo / crudo CE4C; reflujo lateral / crudo CE3B y
CE3A.
Para luego fluir hasta el desalador CV I0, pasando por la CPID 1
que es una válvula de mezcla, y se controla la alimentación de agua
fresca con la válvula FRC 11. Del CV 10, se controla el nivel de salmuera
con la válvula FRC 10, a la salida del CV1O, se tiene un controlador de
presión el C. PRC6, luego continúa ganando temperatura en los
intercambiadores CE4B, CE4A, y CE6A y CE6B residuo / crudo en
paralelo; se debe de tratar de que de los CE4 y CE6 salga el Crudo a
temperaturas muy similares, al salir de estos equipos se divide el flujo
en dos corrientes, las cuales son controladas mediante C.FRC19 y
C.FRC18 los que indican la carga de la planta, estas dos corrientes
ingresan al horno TH2 por el lado Noreste y Noroeste (zona de
convección), a la salida estas dos corrientes se unen y entran al
fraccionador CV1, que consta de 21 platos y vapor inyectado por la
válvula CFRC12 para coadyuvar con la destilación.
Situación Actual de la Empresa 34
Los vapores de la cima del fraccionador CV 1, se condensa parcialmente
en el Intercambiador CE1 (gasolina / crudo), luego continúa a los
aeroenfriadores CE7C y CE7D, hasta llegar al acumulador CV3,
desde este acumulador la fase liquida con las bombas CP5A y CP5B,
se bombea la gasolina la cual se divide en dos corrientes; una
corriente controlada por C,TRC1O, la cual entrega la cantidad
requerida de flujo, para mantener la temperatura de la cima del
fraccionador, como reflujo al plato 3, el exceso, segunda corriente es
controlada por el nivel de acumulador por medio de C.LC38 el
cual se dirige para almacenaje; en el acumulador CV3 se extrae agua
por la bota, controlando el nivel con la válvula CLI40.
Se mantiene la presión del sistema mediante los controladores
de presión C.PRC36A al compresor y C.PRC36B, los que permiten que
el gas excesivo se desfogue hacia la TEA.
Se extraen dos cortes laterales, cada una de estas corrientes fluyen
hasta sus despojadores individuales.
El primer corte (destilado #1) sale al despojador CV2 desde el plato 9
controlado el flujo con la válvula CLC31, el domo regresa como reflujo
al plato 6 mientras que e l f ondo po r med io de la bomba CP4 o
CP7A pasan por l os intercambiadores: CE2A y CE2B para ceder
calor al crudo, luego pasan por los enfriadores aéreos CE8B, hasta los
tanques de almacenamiento. Este flujo es controlado por C: FRC 27.
El segundo corte (diesel 2) sale al despojador CV4 desde el plato 15
controlado el flujo con la válvula CLC58, el domo regresa como reflujo
al plato 13 mientras que el fondo por medio de la bomba CP7 A/B, se
divide en tres corrientes la una pasa por un intercambiador con agua
salada (CE 1OA), por los aero- enfriadores CE 10 B/C en paralelo y por
el CE1OD, hasta los tanques de almacenamiento, controlado con la
válvula CFRC55.
Situación Actual de la Empresa 35
El fraccionador CVI, está dotado de una corriente de flujo lateral, que
se toma de la línea del primer corte del plato No. 9 previo al despojador
CV2, este flujo es bombeado por medio de la bomba CP3A o
CP3B, a t ravés de los intercambiadores CE3A y CE3B, cediendo
calor al crudo, para continuar su trayectoria por los aeroenfriadores CE
11 C y CE 11 D para regresar al plato No. 3 del fraccionados CV1, este
reflujo es controlado con la CFRC25.
El residuo sale desde el fondo del fraccionador CV 1, y con las
bombas CP2A, CP2B se bombea a través de los intercambiadores
CE4A, CE4B, CE4C, CE6A, CE6B (crudo / residuo), y enfriadores
CE9E y CE9F, hasta los tanques de almacenamiento, controlado con
la válvula CLC13.
Para impedir la corrosión dentro del sistema, se tiene
instalaciones para la inyección de inhibidor fílmico de corrosión, y
neutralizante orgánico, los cuales están conectados en la línea del tope
del fraccionados CV1.
De igual manera existe una conexión para inyectar sosa cáustica
después del desalador.
La unidad de crudo está dotada además de un desatador
electroestático (VIG) de una sola etapa (Manual de operaciones)
El enfriamiento de los distintos derivados que se producen en la Planta
Universal, está a cargo de los equipos que usan agua en este caso del
mar para el proceso, o enfriadores de agua salada.
Los derivados deben salir a una temperatura no superior a los 45º C,
ya que si saldrían con una temperatura superior, la presión generada por
los vapores emanados en los tanques contenedores hará que se queme
mayor cantidad de gas en la tea para disminuir la presión.
Situación Actual de la Empresa 36
El papel que jugarían los Aeroenfriadores es vital en todo este proceso ya
que disminuirían la temperatura final o de salida de los derivados, se
generarían menor cantidad de gases en los tanques contenedores, y se
tendría que quemar menor cantidad de gas en las teas favoreciendo de
este modo a la disminución de la contaminación ambiental.
El total de producción o de carga de la planta Universal es de 10000
barriles diarios, los valores correspondientes a los residuos nunca varían
se mantienen en una constante de 5200 Barriles por día, los valores de
gasolina tendrán una variable solo de 200 Barriles por día, lo mismo pasa
con los valores del diesel 1 y diesel 2 cuya producción se encuentra
unificada.
Refinería La Libertad encargada de transformar los hidrocarburos
mediante procesos de refinación para producir derivados que satisfagan
la demanda interna del país, durante el año 2009, orientó sus
actividades al cumplimiento del Plan Operativo de Petroecuador, a la
ejecución del programa de inversiones y al cumplimiento de los objetivos
empresariales, lo que ha permitido el fortaleciendo Empresarial.
El volumen de crudo programado para el año 2009 como carga para
las refinerías de Esmeraldas, Shushufindi y La Libertad fue de 56,32
millones de barriles de crudo, y se procesaron 56,83 millones de
barriles, alcanzando un cumplimiento del 100,91%, superando en un
0,91% a lo establecido en la meta anual, esto se debe principalmente
al diferimiento para el año 2010 del mantenimiento general de la
Refinería Esmeraldas, que estuvo previsto realizarse durante el mes de
mayo del 2009.
La producción de derivados en las plantas industriales, fue de 61,83
millones de barriles, menor en 0,9 millones de barriles con respecto al
volumen programado que se fijó en 62,73 millones de barriles de
productos derivados; en términos porcentuales se tuvo un
Situación Actual de la Empresa 37
cumplimiento del 98,57% respecto a las cifras determinadas en el plan
operativo.
En la Refinería La Libertad, el cumplimiento del 106,61%, obedece a
que en el Plan Operativo aprobado, se tenía previsto que esta Planta
Industrial opere al 90%, respecto a la capacidad nominal (45.000
Barriles por día), en la práctica operó al 95,95% como promedio en el año
2009.
2.1.1 Enfriamiento de los derivados del Petróleo.
2.1.1.1 Intercambiadores De Calor
En los sistemas mecánicos, químicos, nucleares y otros, ocurre que el
calor debe ser transferido de un lugar a otro, o bien, de un fluido a otro.
Los intercambiadores de calor son los dispositivos que permiten realizar
dicha tarea. Un entendimiento básico de los componentes mecánicos de
los intercambiadores de calor es necesario para comprender cómo estos
funcionan y operan para un adecuado desempeño.
El objetivo de esta sección, es presentar los intercambiadores de calor
como dispositivos que permiten remover calor de un punto a otro de
manera específica en una determinada aplicación. Se presentan los tipos
de intercambiadores de calor en función del flujo: flujo paralelo;
contraflujo; flujo cruzado. Además se analizan los tipos de
intercambiadores de calor con base en su construcción: tubo y carcasa;
placas, y se comparan estos. Se presentan también los intercambiadores
de paso simple, de múltiples pasos, intercambiador de calor regenerador
e intercambiador de calor no regenerativo. Al final se incluyen algunas de
las posibles aplicaciones de los intercambiadores de calor. Como se ha
mencionado, un intercambiador de calor es un componente que permite la
transferencia de calor de un fluido (líquido o gas) a otro fluido. Entre las
Situación Actual de la Empresa 38
principales razones por las que se utilizan los intercambiadores de calor
se encuentran las siguientes:
Calentar un fluido frío mediante un fluido con mayor
temperatura.
Reducir la temperatura de un fluido mediante un fluido con
menor temperatura.
Llevar al punto de ebullición a un fluido mediante un fluido
con mayor temperatura.
Condensar un fluido en estado gaseoso por medio de un
fluido frío.
Llevar al punto de ebullición a un fluido mientras se
condensa un fluido gaseoso con mayor temperatura.
2.1.1.2 Tipos De Intercambiadores De Calor Según Su
Construcción
Si bien los intercambiadores de calor se presentan en una inimaginable
variedad de formas y tamaños, la construcción de los intercambiadores
está incluida en alguna de las dos siguientes categorías: carcaza y tubo, o
plato de burbujeo. Como en cualquier dispositivo mecánico, cada uno de
estos presenta ventajas o desventajas en su aplicación.
2.1.1.2.1 Carcasa Y Tubos
La construcción más básica y común de los intercambiadores de calor es
el de tipo carcasa y tubos (ver anexo grafico 3.- intercambiador de calor
de tubo y carcasa)
Este tipo de intercambiador, consiste en un conjunto de tubos en un
contenedor llamado carcasa. El flujo dentro de los tubos se le denomina
comúnmente flujo interno y aquel que fluye en el interior del contenedor
Situación Actual de la Empresa 39
como fluido de carcasa o fluido externo. En los extremos de los tubos, el
fluido interno es separado del fluido externo de la carcasa por las placas
de los tubos. Los tubos se sujetan o se sueldan a una placa para
proporcionan un sello adecuado. En sistemas donde los dos fluidos
presentan una gran diferencia entre sus presiones, el líquido con mayor
presión se hace circular típicamente a través de los tubos y el líquido con
una presión más baja se circula del lado de la cáscara. Esto es debido a
los costos en materiales, los tubos del intercambiador de calor se pueden
fabricar para soportar presiones más altas que la cáscara del cambiador
con un costo mucho más bajo. Las placas de soporte (support plates)
también actúan como bafles para dirigir el flujo del líquido dentro de la
cáscara hacia adelante y hacia atrás través de los tubos.
2.1.1.2.2 Platos De Burbujeo.
El intercambiador de calor de tipo plato, consiste de placas en lugar de
tubos para separar a los dos fluidos caliente y frío Los líquidos calientes y
fríos se alternan entre cada uno de las placas y los bafles dirigen el flujo
del líquido entre las placas. Ya que cada una de las placas tiene un área
superficial muy grande, las placas proveen un área extremadamente
grande de transferencia de térmica a cada uno de los líquidos .Por lo
tanto, un intercambiador de placa es capaz de transferir mucho más calor
con respecto a un intercambiador de carcasa y tubos con volumen
semejante, esto es debido a que las placas proporcionan una mayor área
que la de los tubos. El intercambiador de calor de plato, debido a la alta
eficacia en la transferencia de calor, es mucho más pequeño que el de
carcasa y tubos para la misma capacidad de intercambio de calor. (Ver
anexo grafico 4.- intercambiador de calor tipo plato)
Sin embargo, el tipo de intercambiadores de placa no se utiliza
extensamente debido a la inhabilidad de sellar confiablemente las juntas
entre cada una de las placas. Debido a este problema, el tipo
Situación Actual de la Empresa 40
intercambiador de la placa se ha utilizado solamente para aplicaciones
donde la presión es pequeña o no muy alta, por ejemplo en los
refrigeradres de aceite para máquinas. Actualmente se cuentan
importantes avances que han mejorado el diseño de las juntas y sellos,
así como el diseño total del intercambiador de placa, esto ha permitido
algunos usos a gran escala de este tipo de intercambiador de calor. Así,
es más común que cuando se renuevan viejas instalaciones o se
construyen nuevas instalaciones el intercambiador de la placa está
substituyendo paulatinamente a los intercambiadores de carcasa y tubo.
2.1.1.3 Tipos De Intercambiadores De Calor Según Su Operación
Ya que los intercambiadores de calor se presentan en muchas formas,
tamaños, materiales de manufactura y modelos, estos son categorizados
de acuerdo con características comunes. Una de las características
comunes que se puede emplear es la dirección relativa que existe entre
los dos flujos de fluido. Las tres categorías son: Flujo paralelo, Contraflujo
y Flujo cruzado.
2.1.1.3.1 Flujo Paralelo.
Existe un flujo paralelo cuando el flujo interno o de los tubos y el flujo
externo o de la carcasa ambos fluyen en la misma dirección. En este
caso, los dos fluidos entran al intercambiador por el mismo extremo y
estos presentan una diferencia de temperatura significativa. Como el calor
se transfiere del fluido con mayor temperatura hacia el fluido de menor
temperatura, la temperatura de los fluidos se aproximan la una a la otra,
es decir que uno disminuye su temperatura y el otro la aumenta tratando
de alcanzar el equilibrio térmico entre ellos.
Debe quedar claro que el fluido con menor temperatura nunca alcanza
la temperatura del fluido más caliente.
Situación Actual de la Empresa 41
2.1.1.3.2 Contraflujo
Se presenta un contraflujo cuando los dos fluidos fluyen en la misma
dirección pero en sentido opuesto. Cada uno de los fluidos entra al
intercambiador por diferentes extremos Ya que el fluido con menor
temperatura sale en contraflujo del intercambiador de calor en el extremo
donde entra el fluido con mayor temperatura, la temperatura del fluido
más frío se aproximará a la temperatura del fluido de entrada. Este tipo de
intercambiador resulta ser más eficiente que los otros dos tipos
mencionados anteriormente. En contraste con el intercambiador de calor
de flujo paralelo, el intercambiador de contraflujo puede presentar la
temperatura más alta en el fluido frío y la más baja temperatura en el
fluido caliente una vez realizada la transferencia de calor en el
intercambiador.
2.1.1.3.3 Flujo Cruzado
Se muestra como en el intercambiador de calor de flujo cruzado uno de
los fluidos fluye de manera perpendicular al otro fluido, esto es, uno de los
fluidos pasa a través de tubos mientras que el otro pasa alrededor de
dichos tubos formando un ángulo de 90º Los intercambiadores de flujo
cruzado son comúnmente usado donde uno de los fluidos presenta
cambio de fase y por tanto se tiene un fluido pasado por el intercambiador
en dos fases bifásico.
Un ejemplo típico de este tipo de intercambiador es en los sistemas de
condensación de vapor, donde el vapor exhausto que sale de una turbina
entra como flujo externo a la carcasa del condensador y el agua fría que
fluye por los tubos absorbe el calor del vapor y éste se condensa y forma
agua líquida. Se pueden condensar grandes volúmenes de vapor de agua
al utiliza este tipo de intercambiador de calor.
Situación Actual de la Empresa 42
En la actualidad, la mayoría de los intercambiadores de calor no son
puramente de flujo paralelo, contraflujo, o flujo cruzado; estos son
comúnmente una combinación de los dos o tres tipos de intercambiador.
Desde luego, un Intercambiador de calor real que incluye dos, o los tres
tipos de intercambio descritos anteriormente, resulta muy complicado de
analizar. La razón de incluir la combinación de varios tipos en uno solo, es
maximizar la eficacia del intercambiador dentro de las restricciones
propias del diseño, que son: tamaño, costo, peso, eficacia requerida, tipo
de fluidos, temperaturas y presiones de operación, que permiten
establecer la complejidad del intercambiador.
2.2 Recursos Productivos.
Los recursos productivos que posee la EP Petroecuador, se simplifican en
el Anexo 5.
2.2.1 Recurso Humano.
La planta Universal de EP Petroecuador Refinería La Libertad, cuenta con
un recurso humano que constantemente está siendo capacitado para las
diversas funciones que se desarrollan en el proceso de trabajo o de
producción, la organización interna está encabezada por la Intendencia
general de refinación que es el órgano encargado de liderar esta
organización.
EP PETROECUADOR, como organización interna del recurso humano
tiene 11 dependencias, las mismas que se detallan así: Legal, Sistemas,
Control de Gestión, Coordinación de Contratos, Protección Ambiental y
Seguridad Industrial, Administración, Finanzas, Abastecimientos,
Subgerencia de Operaciones, y Subgerencia de Proyectos.
Situación Actual de la Empresa 43
2.2.2 Departamento Legal.
Es el encargado de velar el fiel cumplimiento de las normas legales o
leyes tanto nacionales como internacionales para la extracción,
procesamiento y comercialización de los derivados del petróleo.
2.2.3 Coordinación De Contratos
Es la Unidad encargada de la coordinación de todas las fases del
proceso de contratación de bienes, obras y servicios.
2.2.4 Protección Ambiental Y Seguridad Industrial
Le corresponde aplicar las políticas ambientales y de relaciones
comunitarias, aprobadas por el Consejo de Administración de EP
PETROECUADOR en el ámbito corporativo. Velar por el mejoramiento
continuo del sistema de gestión ambiental.
2.2.5 Unidad Administrativa
La Unidad Administrativa se encarga de la Gestión de Personal,
Desarrollo de Recursos Humanos, Bienestar Social y Medicina Laboral,
Servicios Administrativos, a más del Archivo General y Técnico, en
los aspectos de planificación, programación, coordinación, Ejecución,
desarrollo y control de dichas actividades,
2.2.6 Unidad De Finanzas
La Unidad de Finanzas se encarga de la gestión de Presupuesto,
Contabilidad y Costos, Seguros y Garantías, y Tesorería, en los Aspectos
de programación, coordinación, ejecución, desarrollo y control de
Situación Actual de la Empresa 44
dichas actividades, según políticas, normas y procedimientos
establecidos Por el Consejo de Administración y la Vicepresidencia de la
Empresa La Unidad de Abastecimientos: Se encarga de la gestión de
Importaciones, Compras Locales, Previsión y Control, y Bodega Matriz, en
los aspectos de Programación, coordinación, ejecución, desarrollo y
control de dichas Actividades, según políticas, normas y
procedimientos establecidos por el Consejo de Administración y la
Vicepresidencia.
2.2.7 Subgerencia De Operaciones
Es la Unidad Técnica responsable de Planificar, organizar, dirigir,
controlar y evaluar a la Unidad de Producción y a Las Superintendencias
de los Distritos de Esmeraldas, Complejo Industrial Shushufindi y
Refinería La Libertad.
2.2.8 Subgerencia De Proyectos
Es la Unidad que se encarga de la Planificación, desarrollo, diseño y
control de la ejecución de los proyectos de industrialización de
petróleo y gas, de Conformidad con los planes y objetivos
institucionales. Tiene dos Unidades Dependientes:
Ingeniería y planificación de proyectos.
Control de ejecución
2.2.9 PROYECTOS INGENIERÍA Y PLANIFICACIÓN DE PROYECTOS
Planificar y realizar los estudios de prefactibilidad, factibilidad y de
ingeniería para los proyectos de industrialización de hidrocarburos.
Situación Actual de la Empresa 45
2.2.10 Control De Ejecución De Proyectos.
Efectúa el seguimiento de la Ejecución de los proyectos, desde su
contratación hasta su recepción y activación y puesta en servicio.
2.3 Maquinarias Y Equipos.
Las maquinarias y equipos que posee la Planta Universal para el actual
procesamiento de los derivados del petróleo son:
Torre de fraccionamiento, llamada también columna de platillos,
cuya papel fundamental es la separación de subproductos.
Platos de burbujeo, utilizados para el control interno de las torres
de fraccionamiento.
Hornos de calentamiento, empleados para la quema del
combustible para la obtención de derivados como gasolina o diesel.
Despojadores, usado para la recuperación de los derivados
livianos.
Acumuladores de gasolina, empleados para condensar
determinados derivados.
Desalador, para la extracción de sales de los hidrocarburos y sus
derivados.
Bombas centrifugas, para la transferencia de líquidos.
Válvulas, se maneja una serie de válvulas, especificas para cada
función o subproceso.
Transmisor de temperatura para el control del índice de
temperatura que se maneja en el fluido del proceso.
Circuito de control de presión.
Circuito de control de flujo.
Control de nivel, para el cambio de presión del aire sobre la
válvula.
Situación Actual de la Empresa 46
Control de interface liquida, para la separación de diferentes fases
de un compuesto.
Control de corte lateral de una torre, para control la cantidad de
líquido enviada al stripper.
Control en cascada, es un tipo de controlar alterno.
Alarmas, usadas para asistencia cuando alguna variable esta fuera
de los parámetros óptimos o normales.
Quemadores, localizados en el interior del horno.
Intercambiadores de calor, para el cambio de temperatura del
procesamiento y los derivados.
Aeroenfriadores, empleados para la disminución de temperatura de
los derivados del hidrocarburo. En la siguiente tabla se detallan los
equipos y materiales antes mencionados.
Situación Actual de la Empresa 47
CUADRO Nº 5
DESCRIPCIÓN DE LOS RECURSOS PRODUCTIVOS
Fuente: Manual de operaciones, levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
CUADRO Nº 6
EQUIPOS PRINCIPALES DE LA PLANTA UNIVERSAL
TORRE
CV1 Torre de Fraccionamiento
Separador Acumulador
CV2 Despojador 1er corte
CV4 Despojador 2do corte
CV3 Acumulador gasolina
CV10 Desalador
TH2 Horno
Fuente: Manual de operaciones.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
RECURSOS PRODUCTIVOS.
EQUIPO ESTADO
BUENO REGULAR MALO
TORRE DE FRACCIONAMIENTO X PLATOS DE BURBUJEO X HORNOS DE CALENTAMIENTO X DESPOJADORES
X
ACUMULADOR DE GASOLINA
X DESALADOR X
BOMBAS CENTRIFUGAS
X VALVULAS
X
CONTROL DE TEMPERATURA.
X
CONTROL DE PRESIÓN. X CONTROL DE FLUJO. X CONTROL DE NIVEL. X CONTROL DE INTERFASE LÍQUIDA.
X
CONTROL DE UN CORTE LATERAL EN UNA TORRE. X
CONTROL EN CASCADA.
X
ALARMAS. X QUEMADORES
X
INTERCAMBIADORES DE CALOR.
X
AEROENFRIADORES.
X
Situación Actual de la Empresa 48
CUADRO Nº 7
CUADRO DE FLUJO, BARRILES POR DÍA Y TEMPERATURA
Flujo Barriles por Día
FRC-18 carga 5000
FRC-19 carga 5000
Reflujo de Tope 2000
Reflujo Lateral 6000
1 er Corte 1360
2 do Corte 2200
Residuo 5300 Temperatura ºC
°C Fondo CV 1 312
Cima CVI 127
Salida TH2 Horno 324
Entrada TH2 Horno 190
1 er. Corte al Despojador 181
2do. Corte al Despojador 263
Gasolina Almacenaje 40
ler. Corte Almacenaje 50
2do.Corte Almacenaje 60
Fuel Oil Almacenaje 113
Fuente: Manual de operaciones.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Situación Actual de la Empresa 49
CUADRO Nº 8
DETALLE DE INTERCAMBIADORES, ENFRIADORES Y
AEROENFRIADORES
INTERCAMBIADOR
ES
ENFRIADORES
CE1 Intercambiador Crudo/Vapores cima
CE2A Intercambiador Crudo/Destilado No.1
CE2B Intercambiador Crudo/Destilado No.1
CE4A Intercambiador Crudo / Residuo
CE4B Intercambiador Crudo / Residuo
CE4C Intercambiador Crudo / Residuo
CE6A Intercambiador Crudo / Residuo
CE6B Intercambiador Crudo / Residuo
CE3A Intercambiador Crudo/Reflujo Lateral
CE3B Intercambiador Crudo/Reflujo Lateral
CE11 Aeroenfriador / Reflujo lateral
CE7A/B Aeroenfriador / Gasolina
CE8B Aeroenfriador/1er corte
CE10A Enfriador 2do corte / agua salada
CE10B/C/D Aeroenfriador 2do corte
CE9B/C/D/E Aeroenfriador / Residuo.
Fuente: Manual de operaciones.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Situación Actual de la Empresa 50
CUADRO Nº 9
CUADRO DE BOMBAS DE PRODUCTO
BOMBAS
CP1A DE CARGA DE CRUDO
CP1B DE CARGA DE CRUDO
CP2A DE FONDO DE TORRE
CP2B DE FONDO DE TORRE
CP3A
REFLUJO LATERAL
CP3B
REFLUJO LATERAL
CP7A
SEGUNDO CORTE
CP7B
SEGUNDO CORTE
CP4
DOBLE USO /1ER O 2DO CORTE.
CP5A
DE GASOLINA
CP5B
DE GASOLINA
Fuente: Manual de operaciones.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Situación Actual de la Empresa 51
2.3.1 Torre De Fraccionamiento
Torre de fraccionamiento o columna de platillos, en la que se efectúa la
separación de los productos de la siguiente forma: los vapores más
ligeros salen en primer lugar (propano, butano, y en general los gases
ligeros) y pasan al condensador. Las fracciones intermedias son
evacuadas lateralmente (gasolinas, gas-oil, naftas o cicloalcanos,
queroseno o petróleo lampante). El residuo permanece en el fondo o en la
base de la torre (fuel o mazut). Cada fracción es enfriada e impulsada
mediante una bomba hasta el recipiente de almacenaje, en donde se
obtienen, en resumen, los siguientes productos (Ver anexo. 6):
gas calefacción (menos de 20ºC)
Petróleo ligero (20º-90ºC)
ligroína / nafta ligera (90ºC-120ºC)
gasolina (100ºC-200ºC)
queroseno o parafina (200ºC-300ºC)
aceite lubricante (más de 300ºC)
residuo sólido, asfalto y materias bituminosas
2.3.2 Platos De Burbujeo
Los Platos de Burbujeo tienen una fundamental importancia para la
verificación del proceso continuo que se opera en el interior de la torre de
fraccionamiento, por el cual los vapores del petróleo crudo se condensan
dando los distintos cortes o subproductos a distintas alturas de la misma.
Al poner en contacto íntimo a los vapores que ascienden desde el fondo
de la torre con los líquidos ya condensados, permiten que ese vapor se
Situación Actual de la Empresa 52
condense a su vez, cuando su densidad y su punto de ebullición
coinciden con la del líquido del corte del plato respectivo. El vapor
burbujea en la masa líquida a través de un dispositivo
Llamado tacita de burbujeo, diseminados en la superficie del plato o
bandeja. Esa función puede ser cumplida también por los orificios de
platos o bandejas separadores de otro tipo que, precisamente, se
caracterizan por ese sistema distinto. Hay en la torre bandejas o platos de
burbujeo que son, además, colectores de los cortes acumulados y por
donde los mismos tienen salida al exterior (Ver anexo. 7).
2.3.3 Hornos De Calentamiento
La forma de energía más importante usada en una refinería es el calor. La
energía calórica se obtiene por la combustión (quemado) del combustible,
naturalmente puesto que la combustión involucra fuego y altas
temperaturas, la combustión debe estar bien controlada para ser segura.
Debemos entender los papeles que juegan el aire, el combustible, el
vapor y la temperatura de ignición, el aire es forzado dentro del horno
mediante tiro natural controlando la suficiente cantidad de aire para
realizar la combustión completa se arrastra hacia el quemador mas aire
que la cantidad teóricamente requerida para quemar todo el combustible.
El combustible líquido más comúnmente usado es el fuel oil. El fuel oil
se atomiza con vapores antes de mezclarlo con el aire para que la mezcla
sea homogénea y pueda ser encendida, el vapor de atomización se
mezcla con el aceite en el quemador y forma una lluvia muy fina que sale
a presión por la boquilla del quemador colocando una llama piloto.
Situación Actual de la Empresa 53
2.3.4 Despojadores
Instrumento usado en refinería para el diesel 1 y diesel 2 consta de seis
platos de burbujeo inyectamos vapor en el fondo del despojador para
aumentar su punto de inflamación y recuperar los hidrocarburos livianos
que regresan luego a la torre de fraccionamiento (Ver anexo. 8)
2.3.5 Acumulador De Gasolina (Receptor).
Todas las columnas de fraccionamiento tienen acumuladores de
productos de cabeza para recibir los gases de cabeza condensados
(gasolina).
Tenemos el típico acumulador con bota de agua en el fondo, según el
diseño, este acumulador permite que el agua sedimente en la bota sin la
asistencia de un dispositivo de coalescencia.
El nivel liquido correspondiente a un volumen considerable de agua
que puede acumularse y alcanzar un nivel máximo en el acumulador
antes de que salga por la línea de salida en la fase orgánica.
Hay boquillas embridadas para las tomas del visor del nivel de vidrio y
del control del nivel para la fase hidrocarbonada, puesto que en este
acumulador la cantidad de agua que se recoge por hora en la bota es
poca por la que el agua deberá ser drenada. El exceso de presión será
expulsado por la parte superior controlada por una válvula automática la
cual mantendrá la presión del sistema, el exceso lo enviara a quemarse a
tea.
Situación Actual de la Empresa 54
2.3.6 Desalador
Todos los crudos contienen mayores o menores cantidades de agua
salada y de sedimentos según sea la procedencia del crudo, el contenido
salino normalmente se expresa en términos de libras de cloruro sódico
por cada mil barriles de crudo o kilogramos de sal por cada mil barriles de
crudo.
El agua de lastre a menudo se mezcla con el crudo durante el
transporte y puede incluso emulsificarse con el crudo cuando este se
bombea a los tanques de almacenamiento el crudo también puede
contaminarse con sales en las tuberías de transporte en el cual las sales
tienden a acumularse en los puntos bajos, la presencia de sales en el
crudo da lugar a corrosión en toda la refinería.
Los desaladores eléctricos constan de dos partes y se instalan como
parte integral de las unidades de fraccionamiento de crudo. En la primera
parte se forma una emulsión del crudo con el agua y en la segunda la
emulsión se rompe mediante la aplicación de un campo eléctrico. Dado
que las características que favorecen la formación de la emulsión en la
primera parte a menudo hacen más difícil la separación, en la segunda,
debe llegarse a un compromiso en la optimización en la operación de la
unidad (Ver anexo. 9).
En la mayoría de crudos aproximadamente un 95 % del contenido
salino total del crudo se encuentra en la fracción de sedimente y agua del
crudo (BS&W) físicamente sin embargo, la sal está en la forma de gotitas
de salmuera muy concentradas finamente dispersa en el crudo. Estas
gotitas son muy pequeñas y es difícil lograr un buen contacto entre ellas y
el agua que se inyecta en el crudo en la primera parte de la unidad de
desalado. El objeto de esta agua es el de diluir la concentración salina de
la salmuera; así, una vez se haya destruido la emulsión, la cantidad de
agua remanente en el crudo solo contendrá una baja concentración de
cloruro sódico y que será expulsada por la parte inferior de dicho equipo,
Situación Actual de la Empresa 55
mantendremos una caída de presión antes de entrar al desalador para
una mejor mezcla del crudo con el agua que estamos inyectando. Y por la
parte superior del desalador obtendremos un crudo limpio (libre de cloruro
sódico)
2.3.7 Bombas Centrifugas
La función básica de una bomba es la de transferir liquido de un recipiente
a otro. Una bomba realiza este trabajo impartiendo energía al liquido la
energía de movimiento se transforma en energía de presión en la bomba.
Una bomba centrifuga debe tener siempre alimentada la succión para
trabajar eficientemente. Cuando se diseña las bombas, las condiciones en
la succión constituyen la base de los cálculos. La presión de succión
viene determinada por la presión hidrostática sobre la línea de succión
ejercida por el líquido a bombearse.
El líquido entra en el ojo del impulsor aproximadamente a la presión de
succión de diseño. La rotación del impulsor entonces lanza liquido
rápidamente hacia afuera del impulsor para acumularse en la carcasa de
la bomba, llamada voluta. Este efecto causado por la rotación del impulsor
a su vez reduce la presión en el ojo del impulsor facilitando la entrada de
más líquido a la sección donde se encuentra el impulsor.
El objeto de una bomba es el de aumentar la presión de un liquido y
facilitar su transferencia a otros recipiente (Ver anexo. 10).
2.3.8 Válvulas
Generalmente se usan válvulas de compuerta son excelentes para este
servicio, el diseño de su asiento al abrirse, permite que el fluido se mueva
Situación Actual de la Empresa 56
a través de la válvula en línea recta con una restricción al flujo y una
pérdida de presión mínima (Ver anexo. 11).
Existen diferentes tipos de válvulas que están destinadas a realizar
distintas labores entre las cuales hay:
1. Válvulas de compuerta
2. Válvulas de asiento
3. Válvula de globo
4. Válvula de Angulo
5. Válvula de compuerta de
vástago ascendente
6. Válvula de compuerta de
válvula no ascendente
7. Válvula de retención de
pistón
8. Válvula de retención de
balanceo
9. Válvula de retención
horizontal de levantamiento
10. Válvula de retención
vertical de levantamiento
11. Válvula de retención
12. Válvula de aguja
13. Válvula de seguridad
14. Válvula de descarga
15. Válvula de alivio
16. Válvula balanceada
17. Válvula macho
18. Válvula bola
19. Válvula de pie
20. Válvula de purga de
calderas
21. Válvula de diafragma
22. Válvula gauge cock
23. Válvula de control de
asiento doble.
24. Válvula de escape
atmosférico.
25. Válvula de mariposa.
26. Válvula deslizante.
Los sistemas de control por medio de Instrumentos se usan en refinería
en varias aplicaciones. Un sistema de control completo para una
aplicación especifica, se llama a menudo un bucle o un circuito de
control. La mayoría de los circuitos de control que se encuentran serán
tratados a continuación:
Situación Actual de la Empresa 57
2.3.9 Control De Temperatura.
El trasmisor de temperatura compara la temperatura del fluido del proceso
después del Intercambiador de calor con el valor deseado en el
controlador de temperatura (TRC). El TRC regula la válvula de
control de vapor que va al intercambiador de calor para mantener
la temperatura deseada en la corr iente del proceso. Si se
requiere menos calor ( temperatura) , e l controlador disminuirá
la presión del aire a la válvula de control, permitiendo que fluya
menos vapor al intercambiador, reduciendo de es ta forma la
tempera tu ra de sa l ida de l hidrocarburo del proceso.
Controlar la temperatura en un proceso con un horno es algo s imi lar
a l anter ior . En este caso la temperatura de la corriente de
proceso se controla con la cantidad de gas y de aceite combustible.
Las columnas de destilación a veces tienen un control de temperatura
de cabeza. La temperatura de la parte superior de la torre se
transmite al controlador de temperatura. Si esta temperatura es
demasiada alta (sobre. el set point) el controlador disminuirá la
presión de aire a la válvula de control (aire cierra) abriéndola para
que permita el paso de mayor cantidad de reflujo frío, enfriando así
la cabeza de la torre. Cuando la cabeza está a la temperatura
deseada, la abertura de la válvula de control mantiene la cantidad
requerida de reflujo.
Algunas torres pueden tener el punto de control de temperaturas
situado algunos platos por debajo del plato superior (Ver anexo. 12).
2.3.10 Control De Presión.
El control de presión puede tener varias variaciones. Básicamente sin
embargo se usa el circuito de control de presión. En este sistema,
la presión a controlarse es transmitida al controlador. Si la presión es
Situación Actual de la Empresa 58
demasiado alta, se incrementa el aire a la válvula de control (abre
con aire) abriendo la válvula. Ésta permite que mayor cantidad de
gas descargue al sistema de desfogue de gas. Cuando la presión
alcanza el punto deseado se reduce el aire a la válvula de control
para mantener la presión deseada en el proceso.
Los sistemas de control de presión pueden estar en recipientes de otro tipo
o aun en líneas de proceso. El método de control es similar (Ver anexo.
13).
2.3.11 Control De Flujo.
Se muestra un circuito típico de control de flujo. El valor real del flujo en la
línea es transmitido al controlador. La presión del aire al diafragma de la
válvula de control es regulada para dar el caudal deseado (Ver anexo. 14).
2.3.12 Control De Nivel.
El operario probablemente encontrará varios tipos de controles de nivel en
una refinería. Básicamente todos son similares al sistema. El nivel del
líquido se trasmite al controlador, el cual cambia la presión de aire sobre la
válvula de control para mantener el nivel deseado. Si el nivel es demasiado
alto el controlador Incrementará la presión de aire sobre el diafragma de la
válvula de control (abre con aire) causando así la disminución del nivel en
el separador (Ver anexo. 15).
2.3.13 Control De Interfase Líquida.
El control de Interface líquida en una refinería generalmente se utiliza
cuando se separa una fase acuosa y una fase orgánica (hidrocarburo).
Estos sistemas operan de forma idéntica a los controladores de nivel.
Situación Actual de la Empresa 59
2.3.14 Control De Un Corte Lateral En Una Torre.
Se muestra un control sobre la corriente (corte) lateral en una toree. Este
corle es un keroseno destilado con control de flujo. El caudal se controla
por el mismo método que el descrito antes pero aquí además se debe
controlar el nivel del líquido en el fondo del stripper. Esto se hace
controlando la cantidad de líquido que se alimenta al stripper. Si el nivel de
los fondos del stripper disminuye la válvula de control de la alimentación se
abre retornando el nivel a su posición normal.
2.3.15 Control En Cascada.
El control en cascada emplea dos controladores; se usa para proveer mejor
control que el disponible con un solo controlador. Un sistema simple de
control en cascada, nivel/flujo, En este caso, el controlado, de nivel no
regula la válvula de control directamente. El LRC cambia el set point del
FRC, el cual controla el flujo a un nuevo punto de control. Supongamos que
el nivel en el tambor es bajo. El transmisor de nivel envía esta señal al
LRC. El LRC cambia el set point del FRC para permitir un mayor flujo hacia
el tambor. El FRC a un punto de control más alto incrementa la presión de
aire a la válvula de control (abre con aire) de tal manera que el flujo más
alto se mantenga.
2.3.16 Alarmas.
Los sistemas de alarma se instalan en áreas críticas donde se requiere
atención inmediata cuando una variable de proceso se encuentra en una
zona peligrosa en cuanto a operación. Estas alarmas son similares a las
que existen en los automóviles para indicar cuando la presión del aceite es
demasiado baja, el alternador no funciona, etc.
Situación Actual de la Empresa 60
Los compresores de una refinería tienen, por ejemplo, luces y alarmas
acústicas para Indicar la necesidad de atención inmediata. En las áreas
críticas de proceso ciertas presiones, temperaturas y niveles activan el
sistema de alarma, cuando el operador lleve estas variables a una zona de
operación segura, la luz de la alarma se apagará.
2.3.17 Quemadores
Uno de los componentes más importantes de los hornos de fuego directo
es el quemador. Los quemadores pueden estar instalados dentro del horno,
en los lados, en los extremos, o en el piso. Los quemadores pueden estar
dispuestos en los lados extremos a más de un nivel y pueden estar
diseñados para operar con casi cualquier clase de combustible.
Los tipos más comunes de combustibles usados en refinerías son
aceites o gas combustible procedentes de las operaciones de los procesos
de la refinería, los quemadores están diseñados para manejar varios gases
residuales e incluso pueden trabajar con residuos de desecho, sin embargo
los quemadores para aceite combustible que operan en la planta universal
es Fuel oíl Nº6 y tenemos cuatro quemadores.
2.3.18 Intercambiadores De Calor.
Llamados también equipos de transferencia de calor, el enfriar y el calentar
son operaciones básicas y vitales en la industria del petróleo, es necesario
que los ingenieros y técnicos de esta industria comprendan que los
principios de transferencia de calor son importantes para diseñar,
seleccionar o mantener los equipos de intercambio de calor.
Los mecanismos de transferencia de calor sin transferencia de masa son:
Conducción.
Convección.
Radiación.
Situación Actual de la Empresa 61
La evaporación y la condensación son fenómenos importantes de
transferencia de calor en los que además existe transferencia de masa.
La transferencia de calor ocurre siempre que existan regiones con
temperaturas diferentes y que puedan comunicarse entre si. El calor fluye
de la región de mayor temperatura a la de menor temperatura. El equilibrio
se alcanza cuando las temperaturas de ambas regiones sean iguales. El
equilibrio es independiente del contenido calorífico (Energía térmica) de las
regiones.
Conducción.- En la mayoría de los intercambiadores de calor hay paredes
metálicas (tubos) que separan un fluido de otro que esta a una temperatura
distinta, el calor de fluido más caliente pasa a través de la pared de
separación del fluido más frio.
La transferencia de calor depende de:
- La diferencia de temperatura de los fluidos.
- El área de intercambio térmico.
- La naturaleza de las sustancias que intercambian calor.
Radiación.- Todos estamos familiarizados con el calor radiante emitido por
el sol, el calor se transfiere a través del espacio por medio de ondas
electromagnéticas.
El calor radiante juega un papel de menor importancia relativa en el
intercambio de calor pero es muy importante en la mayor parte de hornos y
calderas.
Convección.- La tercera forma de transferencia de calor es la más usada
para calentar las viviendas, el aire es calentado por un radiador o por otra
fuente de calor, a medida que el aire se calienta se hace más liviano, sube
reemplazado por el aire frio que es más pesado, este procedimiento se
conoce como convección natural. Este mismo fenómeno es el que sucede
en la transferencia de calor de fluidos.
Situación Actual de la Empresa 62
2.3.19 Aeroenfriadores.
Un gran porcentaje del enfriamiento y condensación en una refinería se
hace por medio de enfriadores que usan tubos con aletas por fuera de los
cuales circula aire como medio de refrigeración (Ver anexo Grafico. 16).
Un enfriador de aire o aeroenfriador consiste en un ventilador con una o
más secciones de transferencia de calor montadas horizontalmente en un
armazón de soporte. Las secciones de transferencia de calor consisten en
tubos con aletas fijados entre los cabezales, están diseñados de manera
que un cabezal es fijo mientras que el otro puede compensar las
expansiones o contracciones térmicas.
Los cabezales tienen tapas removibles para permitir que se limpien e
inspeccionen los tubos.
El objeto de las aletas es el de aumentar el área de transferencia de
calor y por ende permitir una mayor disipación de calor.
Los ventiladores que van montados sobre los tubos se conocen como:
de tiro inducido y los que están montados bajo los tubos se denominan de
tiro forzado
2.4 Procesos De Producción.
Descripción del proceso de producción de la unidad de destilación de La
Planta Universal, y flujos de procesos.
2.4.1 Diagrama De Recorrido Planta Universal.
El crudo que está almacenado en los tanques de Crucita baja por gravedad
hasta las bombas CP1A/B luego este crudo se dirige a un tren de
Situación Actual de la Empresa 63
calentamiento, primero intercambia calor con el CE1con vapores de
gasolina continua su recorrido de calentamiento y entra al intercambiador
CE2 A/B con Kerosene, luego entra a un intercambiador CE4C que
intercambia calor con los fondos del CV1 para entrar al intercambiador de
calor CE3A/B con reflujo lateral, luego pasa al Desalador CV10, donde se
extraen todas las sales que trae el crudo, posteriormente pasa al
intercambiador de calor CE4 ABDE para dirigirse al FRC donde se regula la
carga de la unidad, entra al horno TH2 a 200ºC y sale a 330ºC y se dirige a
la torre fraccionadora CV1. (Ver Diagrama Nº 5)
2.4.2 Tipos de Combustibles Procesados por La Planta Universal
Los derivados de petróleo que procesa la planta universal están descritos
en el siguiente cuadro:
CUADRO Nº 10
TIPOS DE COMBUSTIBLES PROCESADOS POR LA PLANTA
UNIVERSAL
PRODUCTOS SECTORES. Gasolina Pesca artesanal. Diesel #1 Sector industrial. Diesel #2 Sector industrial, automotriz, eléctrico, naviero Fuel Oil #4 Sector eléctrico y naviero
Fuente: Manual de operaciones
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
2.4.3 Diagrama de Recorrido para la Obtención de Gasolina.
De la cima del fraccionador salen vapores de gasolina y entran al
intercambiador de calor CE1 que intercambia calor con el crudo, luego
pasa a dos enfriadores con agua salda el CE7A/B, luego pasa a un
acumulador de gasolina, posteriormente pasa a las bombas CP5A/B, luego
el flujo se divide en dos, uno de estos flujos va a la cima como reflujo de
gasolina y el otro se dirige a almacenaje. (Ver Diagrama 6)
Situación Actual de la Empresa 64
2.4.4 Diagrama de Recorrido para la obtención de Kerosene.
Del fraccionador CV1 sale el primer corte lateral y entra al stripper donde
se inyecta vapor para recuperar los hidrocarburos livianos que regresan al
fraccionador, luego este flujo va a las bombas CP4 A/B, luego al
intercambiador CE2 A/B, luego al Aeroenfriadores CE8, luego pasa al
control regulador de flujo donde va a regular la cantidad de kerosene que
va a almacenar. (Ver Diagrama Nº 7)
2.4.5 Diagrama de Recorrido para la obtención de Diesel Oil nº2 cv4.
Del fraccionador se extrae el segundo corte lateral y va al stripper CV4
donde inyectamos vapor para recuperar todos los hidrocarburos livianos
que se han quedado atrapados donde estos regresan nuevamente a la
torre fraccionadora, luego pasa a la bomba CP7 A/B, luego pasa al
aeroenfriador CE10, luego pasa a un control regulador de flujo donde
podemos control la extracción del diesel.(Ver Diagrama Nº 8)
2.4.6 Diagrama de Recorrido para la obtención Residuo.
Del fondo del fraccionador sale el residuo a 314ºC entra a una bomba CP2
A/B pasa a un intercambiador de calor CE4ABCDE, luego pasa a un
enfriador con agua salda CE9, entra a un Aeroenfriadores CE9 ABCDEFG
pasando por un regulador de flujo donde se observará la extracción de
residuo que se direccionará a almacenaje. (Ver Diagrama Nº 9)
2.4.7 Diagrama de Recorrido para la obtención de Reflujo Lateral.
Del fraccionador sale el kerosene y pasa a la bomba CP 3A/B, pasa al
intercambiador de calor CE3 A/B, se dirige a un intercambiador de agua
Situación Actual de la Empresa 65
salada CE11 A/B, pasa a un control regulador de flujo para luego retornar
al fraccionador. (Ver Diagrama Nº 10)
2.4.8 Diagrama de Proceso de la Planta Universal.
El diagrama de proceso de la Planta Universal detalla el proceso desde que
el producto ingresa a la planta hasta que se envía a almacenaje. (Ver
Diagrama Nº 2).
2.4.9 Diagrama de Flujo de la Puesta en Marcha del Aeroenfriador.
Un diagrama de flujo es una representación gráfica de los pasos que se
siguen para poder realizar un proceso; partiendo de una entrada, y
después de realizar una serie de acciones, llegamos a una salida, que es el
punto de fin del proceso.
Es una herramienta para mostrar de forma global un proceso, también
es importante cuando se necesita una guía que permita un análisis
sistemático de un proceso.
Nos indican: Dónde comienza el proceso. Todas las actividades que se
realizan. Todas las tomas de decisiones que se hacen. Tiempos de espera.
Cuáles son los resultados. Dónde termina el proceso.
Para realizar el diagrama, se debe Identificar el inicio y el final de un
proceso. Definir etapas (actividades, decisiones, entradas, salidas). Se
deben escribir de arriba hacia abajo o de Izquierda a derecha, los símbolos
se unen con líneas.
A continuación se presenta un diagrama de flujo de operaciones y
diagrama de proceso del aeroenfriador, en los que se detallan las
operaciones del proceso.
Situación Actual de la Empresa 66
En dicho flujo grama se determinaran las operaciones, inspecciones,
demora, transporte y recorrido durante la operación de puesta en marcha,
el tiempo esta medido en minutos y la distancia en metros.
El proceso de puesta en marcha se inicia en el arranque durante el
proceso de operación, en la siguiente representación del actual proceso, se
detallaran los pasos a tomar por parte del operador en forma habitual,
valorando las perdidas y problemas que se presentan en esta actividad.
Para el encendido del aeroenfriador en necesario la colaboración de
personal de apoyo y operadores. (Ver Diagrama Nº 11)
2.4.10 Resumen de Diagrama de Flujo de Operaciones Actualizado.
El diagrama presentado muestra el análisis de puesta en marcha del
aeroenfriador, en un día habitual de operaciones en la planta Universal de
la refinería La Libertad, en el siguiente cuadro se presenta el resumen,
contemplándose un total de 28 actividades, empleándose en tiempo total
54 minutos.
CUADRO Nº 11
RESUMEN DE DIAGRAMA DE FLUJO DE OPERACIONES
ACTUALIZADO.
ACTIVIDADES CANTIDAD TIEMPO
( MINUTOS) DISTANCIA
(METROS)
OPERACIONES 11 18 37,8
TRANSPORTE 2 2 5
INSPECCION 8 15 54
DEMORA 6 18 59
ALMACENAJE 1 1 20
TOTAL
28 54 175,8
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Ing. Vicente Zambrano.
2.4.11 Diagrama de Operaciones del Proceso para Puesta en Marcha
del Aeroenfriador en La Planta Universal Refineria La Libertad.
Situación Actual de la Empresa 67
El objetivo del diagrama de las operaciones de proceso es dar una clara
imagen de toda la secuencia de los acontecimientos presentados en la
puesta en marcha del aeroenfriador.
En este diagrama se identificara las siguientes variables:
Operaciones.
Inspección
No se tomara en cuenta las variables de transporte, almacenamiento y
demora.
Este proceso se realiza con la finalidad del análisis del tiempo requerido
en cada proceso. (Ver Diagrama Nº 12)
2.5 Registro Del Problema
CUADRO Nº 12
PROBLEMAS
Problema Nº 1
Sistema ineficiente de enfriadores de agua salada
Origen Causa Efecto
Producción
Sistema obsoleto.
Aumento de presión en el
sistema.
Marea baja.
Paralización de la
producción
Problema Nº 2
Falta de coordinación del personal de mantenimiento.
Origen Causa Efecto
Mantenimiento.
Falta de personal.
Insuficiente stock de repuestos.
Falta de planificación
preventiva.
Paralización de los
enfriadores de agua salada
Problema Nº 3
Sobrecarga de los Aeroenfriadores
Situación Actual de la Empresa 68
Origen Causa Efecto
Mantenimiento
Taponamiento de los tubos.
Hélices en mal estado.
Desgaste en la base del
ventilador.
Reducción de carga de
proceso de la planta.
Problema Nº 4
Altas presiones en el sistema de enfriamiento.
Origen Causa Efecto
Mantenimiento
Taponamiento de los tubos.
Hélices en mal estado.
Desgaste en la base del
ventilador.
Reducción de carga de
proceso de la planta.
Problema Nº 5
Paralización temporal de la producción
Origen Causa Efecto
Transporte
marítimo
Falta de explotación Mala programación Rotura de abastecimiento de crudo.
Desabastecimiento en el
mercado y pérdidas
económicas
Fuente: Levantamiento de datos. Elaborado: Washington Álvarez Viteri.
Situación Actual de la Empresa 69
CAPÍTULO III.
ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO.
3.1 Análisis de datos e identificación de problemas.
En todo país desarrollado o en vías de desarrollo, la principal fuente de
crecimiento económico es el incremento de la productividad, es así que en
los países en vías de desarrollo es imperiosa la necesidad de estimular
este crecimiento.
Sin embargo en un mundo de competencia globalizada, muchos son los
factores a tomar en cuenta para lograr altos niveles de productividad; la
reducción de costos es la meta generalizada de las empresas que buscan
cada vez más caminos hacia el incremento de productividad.
El presente estudio surge de la necesidad de la empresa de encontrar
alternativas y métodos que permitan un mejoramiento continuo de todas las
líneas de proceso y un sistema de enfriamiento más rápido y flexible,
adaptable a las necesidades, las cuales se ha identificado los siguientes
problemas del actual sistema de enfriamiento para el proceso de refinación
de crudo en Planta Universal:
Paralización Temporal de la producción
Falta de coordinación del personal de mantenimiento
Sobrecarga de los enfriadores
Altas de presiones en el sistema de enfriamiento
Paralización de Producción
3.1.1 Diagrama de Ishikawa Causa-Efecto.
El diagrama de Ishikawa o también llamado diagrama de Causa y efecto,
es una técnica gráfica muy utilizada para identificar fácilmente las
relaciones entre un tema o problema y las posibles causas que pueden
estar contribuyendo para que dicho problema ocurra.
Se conoce también como “espina de pescado” por su apariencia, su
utilización data de los años 1953 en Japón por su creador El profesor
Kaoru Ishikawa, a quien debe su nombre, con el fin de sintetizar opiniones
de los técnicos, operarios, ingenieros, etc., cuando discutían problemas de
calidad.
Su utilización es principalmente para:
Visualizar, en equipo, las causas principales y secundarias de un
problema.
Ampliar la visión de las posibles causas de un problema,
enriqueciendo su análisis y la identificación de soluciones.
Analizar procesos en búsqueda de mejoras.
Conduce a modificar procedimientos, métodos, costumbres,
actitudes o hábitos, con soluciones - muchas veces - sencillas y
baratas.
Educa sobre la comprensión de un problema.
Sirve de guía objetiva para la discusión y la motiva.
Muestra el nivel de conocimientos técnicos que existe en la empresa
sobre un determinado problema.
Prevé los problemas y ayuda a controlarlos, no sólo al final, sino
durante cada etapa del proceso. (Ver Diagrama 13, Diagrama de
Ishikawa).
Análisis y Diagnóstico 71
3.1.2 Diagrama de Pareto.
Es una herramienta que se utiliza para priorizar los problemas o las causas
que los generan.
El nombre de Pareto fue dado por el Dr. Juran en honor del economista
italiano VILFREDO PARETO (1848- 1923) quien realizó un estudio sobre la
distribución de la riqueza, en el cual descubrió que la minoría de la
población poseía la mayor parte de la riqueza y la mayoría de la población
poseía la menor parte de la riqueza.
El Dr. Juran aplicó este concepto a la calidad, obteniéndose lo que hoy
se conoce como la regla 80/20.
Según este concepto, si se tiene un problema con muchas causas,
podemos decir que el 20% de las causas resuelven el 80 % del problema y
el 80 % de las causas solo resuelven el 20 % del problema.
Se recomienda el uso del diagrama de Pareto:
Para identificar oportunidades para mejorar
Para identificar un producto o servicio para el análisis de mejora de
la calidad.
Cuando existe la necesidad de llamar la atención a los problemas o
causas de una forma sistemática.
Para analizar las diferentes agrupaciones de datos.
Al buscar las causas principales de los problemas y establecer la
prioridad de las soluciones
Para evaluar los resultados de los cambos efectuados a un proceso
comparando sucesivos diagramas
obtenidos en momentos diferentes, (antes y después)
Cuando los datos puedan clasificarse en categorías
Cuando el rango de cada categoría es importante
Análisis y Diagnóstico 72
Para comunicar fácilmente a otros miembros de la organización las
conclusiones sobre causas, efectos y costes
de los errores.
Los propósitos generales del diagrama de Pareto:
Analizar las causas
Estudiar los resultados
Planear una mejora continua
La Gráfica de Pareto es una herramienta sencilla pero poderosa al
permitir identificar visualmente en una sola revisión las minorías de
características vitales a las que es importante prestar atención y de esta
manera utilizar todos los recursos necesarios para llevar a cabo una acción
de mejora sin malgastar esfuerzos ya que con el análisis descartamos las
mayorías triviales.
En este caso, para poder realizar el diagrama de Pareto, se ha tomado
en cuenta variables importantes consideradas en el diagrama de Ishikawa,
estas variables están categorizadas según la seriedad de las mismas. (Ver
Diagrama 14)
3.1.3 Análisis del F.O.D.A.
El FODA es una herramienta que sirve para analizar la situación
competitiva de una organización, e incluso de una nación. Su principal
función es detectar las relaciones entre las variables más importantes para
así diseñar estrategias adecuadas, sobre la base del análisis del ambiente
interno y externo que es inherente a cada organización.
Dentro de cada una de los ambientes (externo e interno) se analizan las
principales variables que la afectan; en el ambiente externo encontramos
las amenazas que son todas las variables negativas que afectan directa o
Análisis y Diagnóstico 73
indirectamente a la organización y además las oportunidades que nos
señalan las variables externas positivas a nuestra organización. Dentro del
ambiente interno encontramos las fortalezas que benefician a la
organización y las debilidades, aquellos factores que menoscaban las
potencialidades de la empresa.
La identificación de las fortalezas, amenazas, debilidades y oportunidades
en una actividad común de las empresas, lo que suele ignorarse es que la
combinación de estos factores puede recaer en el diseño de distintas
estrategias o decisiones estratégicas.
Es útil considerar que el punto de partida de este modelo son las
amenazas ya que en muchos casos las compañías proceden a la
planeación estratégica como resultado de la percepción de crisis,
problemas o amenazas.
3.1.3.1 Fortalezas
Optimizar el sistema de enfriamiento de los derivados del petróleo
en la planta universal.
Con los aeroenfriadores mantendremos las cargas operativas de la
planta universal.
Todos los cortes saldrían a temperaturas más bajas en comparación
con las actuales.
Se evitaran paras por mantenimiento de las bombas de aceite
caliente.
Se evitaran perdidas por calentamiento de los productos de la planta
Universal.
Evitaríamos corrosión de las estructuras internas de los equipos por
utilización de agua salada.
Con la implementación de los aeroenfriadores evitaremos
contaminación del medio ambiente.
Análisis y Diagnóstico 74
Evitaremos mantenimiento por roturas de tubos por alta presión en
sistemas de enfriamiento.
3.1.3.2 Debilidades
Taponamiento en las puntas de succión en las bombas del muelle.
Falla de bombeo por cambios de marea.
Corrosión de los equipos por utilización de agua salada
Equipo de enfriamiento no abastece la necesidad en la producción.
Paralización temporal de la producción
Rotura de tubos por altas presiones en sistemas de enfriamiento
Sistemas de enfriamiento que han cumplido su tiempo de vida útil
No se puede incrementar la carga operativa de la planta universal.
CUADRO Nº 13
FORTALEZAS
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Análisis y Diagnóstico 75
CUADRO Nº 14
DEBILIDADES
Debilidades A M B
1. Taponamiento en las puntas de succión en las bombas del muelle 1
2. Rotura de tubos por altas presiones en sistemas de enfriamiento 3
3. Equipo de enfriamiento no abastece la necesidad en la producción. 2
4. No se puede incrementar la carga operativa de la planta universal 2
5. Corrosión de los equipos por utilización de agua salada 1
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
3.1.3.3 Oportunidades
Mayor interés del Estado Ecuatoriano para optimizar los niveles de
producción, y todo lo que ello implica, en la refinería de la libertad.
La producción se mantendrá constante.
Efectividad en la producción.
Tener una empresa con tecnología moderna
Poder incrementar la carga operacional
Evitaremos escases de combustibles a nivel nacional
Mayor capacitación del personal de la Planta Universal.
CUADRO Nº 15
OPORTUNIDADES
Oportunidades
A M B
1. Mayor interés del Estado Ecuatoriano para optimizar los niveles de producción, y todo lo que ello implica, en la refinería de la libertad.
4
2. Efectividad en la producción. 4
3. Se evitará escases de combustibles a las termoeléctricas
4
4. Evitaremos escases de combustibles a nivel nacional 5
5. Tener una empresa con tecnología moderna. 3
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Análisis y Diagnóstico 76
3.1.3.4 Amenazas
Reducción de personal por menor tiempo de mantenimiento en la
Planta Universal.
No se generaran fuentes de trabajo eventual.
Presupuesto reducido para adquisición de nuevos equipos.
Paralización temporal de la planta universal por reparación,
instalación, y puesta en marcha.
Desconocimiento del personal para operación del nuevo sistema de
enfriamiento.
Disminución de la contaminación del medio ambiente
Estará el nuevo sistema de enfriadores en capacidad de soportar la
totalidad de producción de la planta Universal.
CUADRO Nº 16 RESUMEN F.O.D.A.
Nº CATEGORIA
1 - 2 Baja
3 - 4 Media
5 Alta Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Análisis y Diagnóstico 77
3.1.3.5 Matriz F.O.D.A.
CUADRO Nº 17
MATRIZ FODA
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
FACTORES INTERNOS
FACTORES EXTERNO
Lista de Fortalezas 1. Se evitaran paras por
mantenimiento de las bombas de aceite caliente.
2. Con la implementación de los aeroenfriadores evitaremos contaminación del medio ambiente.
3. Con los aeroenfriadores mantendremos las cargas operativas de la planta universal.
4. Evitaremos mantenimiento por roturas de tubos por alta presión en sistemas de enfriamiento.
5. Optimizar el sistema de enfriamiento de los derivados del petróleo en la planta universal.
Lista de Debilidades 6. Taponamiento en las
puntas de succión en las bombas del muelle
7. Rotura de tubos por altas presiones en sistemas de enfriamiento
8. Equipo de enfriamiento no abastece la necesidad en la producción.
9. No se puede incrementar la carga operativa de la planta universal
10. Corrosión de los equipos por utilización de agua salada
Lista de Oportunidades 1. Mayor interés del Estado
Ecuatoriano para optimizar los niveles de producción, y todo lo que ello implica, en la refinería de la libertad.
2. Efectividad en la producción.
3. Se evitará escases de combustibles a las termoeléctricas
4. Evitará escases de combustibles a nivel nacional.
5.- Tener una empresa con tecnología moderna.
FO 1. Capacitación a los técnico
operario del equipo. 2. Actualización constante
del software de control. 3. Control del equipo de
enfriamiento. 4. Inspección de la
temperatura del producto. 5. Monitorio de gases a
eliminarse a la atmósfera.
DO 1. Obtención de
presupuestos para implementación de tecnología de últimas generación.
2. No sobrepasar el límite permitido de carga de la planta.
3. Cambio del sistema de enfriamiento
4. Mantener flujos constantes.
5. Reprocesamiento de los gases originados.
Lista de Amenazas 1. Reducción de personal
por menor tiempo de mantenimiento en la Planta Universal.
2. Paralización temporal de la planta universal por reparación, instalación, y puesta en marcha.
3. Disminución de la contaminación del medio ambiente.
4. Desconocimiento del personal para operación del nuevo sistema de enfriamiento.
5. Presupuesto reducido para adquisición de nuevos equipos.
FA 1. Entrenamiento eficaz del
personal operativo. 2. Designación de operarios
fijos. 3. Rediseños de protección
los factores ambientales de los nuevo equipo.
4. Reemplazo de los demás equipo de refinación.
5. Tecnificación de los procesos.
DA 1. Tecnificar en su totalidad
los equipos del procesamiento.
2. Capacitación a operarios para garantizar el proceso.
3. Control de buen funcionamiento de equipo para disminuir impacto a la atmósfera.
4. Manejo adecuado de enfriadores.
5. Control de manejo con personal capacitado.
Análisis y Diagnóstico 78
3.2 Impacto económico del problema
En el problema número uno, podemos apreciar que el sistema de
enfriadores de agua salada es ineficiente, y la base de esta investigación
es darle correctivos a este problema, por tal motivo hemos propuesto el
cambio por los Aeroenfriadores lo cual tiene un costo total de 1`200.000
dólares americanos, por el total de cuatro aeroenfriadores para las cuatro
corridas existentes en la Planta Universal.
El costo incluye la instalación de los equipos y garantía de un año
además de contar con los códigos OSPM, ASME, ASTM, lo cual da mayor
garantía a los equipos.
En el problema dos, constatamos que el problema surge la no
coordinación del servicio de mantenimiento, lo cual lleva a un deficiente
cuidado de los equipos, para esto proponemos implementar mas cursos
de capacitación en el manejo de los equipos para los obreros de esta
área, además de charlas de motivación personal para el cambio de
aptitud de los mismos.
En el problema tres, no encontramos que la sobrecarga de los
aeroenfriadores provocara una paralización de la Planta Universal lo que
generara perdidas al estado; mi sugerencia es la de mantener un flujo
constante mediante el implemento de un trabajador el cual su trabajo
abarcara la inspección del flujo y su acción inmediata para restablecer el
optimo desempeño del equipo.
En el problema cuatro, hablaremos del mantenimiento que se deben
de dar a las tuberías que conducen el derivado hacia loa aeroenfriadores
ya que el sistema es el mismo hemos propuesto el cambio total de las
tuberías lo cual tendrá un costo total de 100.000 dólares americanos, si el
cambio se hiciera efectivo la planta no se paralizaría por el problema de
rotura de tubos a mi estimar 10 o 15 años.
Análisis y Diagnóstico 79
El quinto problema va mas allá de nuestros alcances, solo propondría un
llamado más enérgico si el problema fuese que el crudo no esté llegando
a la planta por daño en el ducto de transporte, para que fuese reparado
de inmediato, ya que de no hacerlo el más perjudicado es el estado.
3.3 Diagnóstico
El diagnóstico es negativo porque se disminuye la producción, sea por
mantenimientos muy seguidos o por desperfecto mecánico en los
enfriadores o bombas de succión, por lo que es importante la sustitución
del equipo en general.
3.4 Alternativas de solución a los problemas.
Luego del análisis del problema, las posibles soluciones son:
Problema # 1
SISTEMA INEFICIENTE DE ENFRIADORES DE AGUA SALADA
Este problema será resuelto en la segunda parte de este trabajo de
investigación.
Problema # 2
FALTA DE COORDINACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE
MANTENIMIENTO,
Contratar personal suficiente.
Realizar un plan de abastecimiento de repuestos.
Realizar una planificación preventiva de mantenimiento.
Análisis y Diagnóstico 80
Problema # 3
SOBRECARGA DE LOS AEROENFRIADORES.
Realizar mantenimiento constante de los tubos.
Colocar nuevos tubos.
Problema # 4
ALTAS PRESIONES EN EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO.
Realizar un análisis completo de cada una de estas tuberías para
de esta forma determinar la cantidad de metros de tubos que hay
que cambiar.
Problema # 5
PARALIZACIÓN TEMPORAL DE LA PRODUCCIÓN.
Realizar una planificación de la producción para que no exista
desabastecimiento de crudo.
Análisis y Diagnóstico 81
CAPITULO IV
PROPUESTA
4.1 Planteamiento de alternativas de solución a problemas de
enfriamiento de los derivados de Petróleo en la Planta Universal
de La EP Petroecuador Refinería La Libertad.
La Empresa E.P. Petroecuador Refinería La Libertad, ha presentado en la
última década una serie de problemas en el sistema de enfriamiento de
los derivados del petróleo, lo cual ha generado gastos no presupuestados
y mermado la producción final de la Planta Universal, lo que conlleva al
aumento de cargas operativas en las demás plantas (Parson, Cautivo)
para cumplir con el objetivo de producción de la Refinería.
Para minimizar el impacto que genera esta problemática se ha
planteado el implemento de tecnología de punta para que se encargue del
enfriamiento óptimo de los derivados finales que genera la Planta y así de
esta forma reducir al mínimo las consecuencias de estos problemas.
La propuesta va a generar un aumento considerable en el presupuesto
general de la Empresa, así como paralización por un tiempo definido de la
Planta, además del implemento de equipos que se acoplen al nuevo
sistema de Aeroenfriadores.
4.1.1 Diagrama Ishikawa de sistema ineficiente de enfriadores de
agua salada
El sistema de enfriadores por agua salada que ha venido usando La
Planta Universal de La Refinería La Libertad desde sus inicios ha dado
muestras que sus falencias son la principal causa de la disminución de la
producción de La Planta, en el siguiente cuadro elaboraremos e
identificaremos la problemática del sistema.
GRAFICO Nº 1
DIAGRAMA ISHIKAWA DE SISTEMA INEFICIENTE DE ENFRIADORES
DE AGUA SALADA
Fuente: Capitulo III Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
En el diagrama de ISHIKAWA se puede visualizar los diferentes
problemas que viene acarreando desde hace mucho tiempo y con este
Propuesta 83
proyecto se pretende dar solución a esta problemática, con una inversión
que a corto plazo dará los resultados deseados.
4.2 Cuadro de planteamiento de las alternativas de
solución
A continuación se detallaran las propuestas al problema:
CUADRO Nº 18
PLANTEAMIENTO DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION
Fuente: Capitulo III Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
PROBLEMA CAUSA SOLUCION TECNICA
SIS
TE
MA
IN
EF
ICIE
NT
E D
E
EN
FR
IAD
OR
ES
PO
R A
GU
A S
AL
AD
A.
Intercambiadores de
calor en mal estado.
Aumento de la carga.
Problemas en válvulas
y bombas.
Taponamiento y mal
estado de tuberías por
corrosión de la
salinidad.
1.- cambio e
instalación de
equipos por
aeroenfriadores.
2.- Plan de
capacitación al
personal para el
manejo de
aeroefriadores y
creación de
procedimientos.
3.- plan de
mantenimiento de
equipos nuevos.
Implementación de
aeroenfriadores.
Reemplazo de
enfriadores de por
agua salada.
Propuesta 84
4.3 Objetivos
Objetivos Generales
Mejorar el sistema de enfriamiento de los derivados de petróleo de la
Planta Universal de la EP Petroecuador, con la implementación de nuevos
equipos de enfriamiento para optimizar la Producción.
Objetivos Específicos
Adquisición de nuevos sistemas de enfriamiento.
Reducir costos de mantenimiento y compra de repuestos.
Aumentar la producción de la Planta.
Disminuir la carga.
4.4 Justificativos
Establecerse como una Refinería con estándares internacionales de
producción.
Anualmente se generan costos por mantenimiento y compra e
instalación de repuestos en la Planta Universal de la EP Petroecuador por
más de 100 mil dólares lo cual es un gasto considerable ya que además si
tomamos en cuenta las pérdidas generadas por la paralización de la
Planta los gastos serian superiores a los 300 mil dólares.
Razón por la cual se ha planificado el cambio total de los
intercambiadores de calor por equipo nuevo que reducirá
significativamente los gastos antes planteados.
Propuesta 85
4.5 Metodología
Las averías y paradas motivadas por ellas son, en parte, difíciles de evitar
aun en industrias con un mantenimiento preventivo-predictivo eficaces.
Para una mejor acción se necesitan un buen equipo de profesionales de
reparación y un buen equipo de fiabilización y mejora de máquinas e
instalaciones productivas.
Los mantenimientos pueden tener diferentes niveles de intervención y
puede ser centralizado o descentralizado según el tipo de dimensión de la
industria y su actividad.
Podemos considerar dos tipos de mantenimiento correctivo:
de sustitución de elementos o conjuntos
de reparación propiamente dicha.
4.5.1 Mantenimiento correctivo por sustitución de elementos
Consiste en un Mantenimiento Correctivo aplicado a una maquina o
equipo de producción, en el cual las intervenciones de reparación se
basan fundamentalmente en el desmontaje de piezas o conjuntos y su
sustitución por recambios ya preparados o estándar.
Este tipo de mantenimiento correctivo es el utilizado más
frecuentemente sobre líneas de fabricación con gran capacidad de
producción (sector del automóvil, electrodomésticos, etc.).
Se caracteriza por la gran simplicidad y rapidez en la propia
intervención, por lo que sus características son:
Rapidez en la respuesta al fallo
Bajo coste en la mano de obra aplicada en la reparación
Costes elevados en material y recambios empleados.
Propuesta 86
La detección es, hoy día, normalmente realizada por el operario de
fabricación con responsabilidad en: el nivel de intervención en tareas de
automantenimiento, y es frecuente disponer de sistemas de diagnóstico,
más o menos sofisticados, que ayudan a esa detección.
Exige, para su eficacia, una buena y rápida planificación de la
intervención (recursos humanos asignados, utillajes, recambios,
elementos. de transporte, etcétera).
Este tipo de mantenimiento necesita una buena base de ingeniaría de
diseño y mejora en las fases de proyecto y explotación respectivamente,
con unas especificaciones claras sobre la fiabilidad-construcción modular
(fácil mantenibilidad)-simplificación, etc. de los equipos.
Además, ha de incorporar tecnologías tales como sistemas de detección y
diagnostico asistido por ordenador, así como sistemas de ajuste y control
incorporados con instrucciones en los programas informáticos de dichos
sistemas.
4.5.2 Mantenimiento de reparación propiamente dicha
Consiste en un mantenimiento correctivo aplicado a una maquina o
equipo productivo, en el cual las actuaciones incluyen todo tipo de
operaciones de reparación como son desmontajes-sustitución de piezas-
ajustes-reconstrucción de componentes, etc.
Se caracteriza por la complejidad de las intervenciones y los tiempos
empleados en las mismas, por lo que los aspectos más destacados son:
Difícil planificación del tiempo de intervención
Elevado coste de la mano de obra empleada
Costes bajos en material y recambios empleados.
Propuesta 87
La detección, hoy día es realizada por el operario de fabricación (nivel-l de
intervención) y para el diagnóstico se ayuda de sistemas informáticos
apropiados incorporados en máquina.
En general, este tipo de reparación implica una incidencia fuerte en el
proceso productivo, por lo que es importante su planificación (recursos
humanos asignados, recambios, transporte, etc.). El apoyo de los talleres
auxiliares puede ser muy importante en la reparación, especialmente para
disminuir tiempos de respuesta en la intervención ante necesidades de
ajustes o reconstrucciones de piezas por falta de recambios.
4.5.3 Factores del mantenimiento correctivo por averías
Los factores más importantes a considerar son los siguientes.
Organización técnico-administrativa
Suministro de repuestos a través del almacén de recambios y el
taller auxiliar
Herramientas y útiles para efectuar los trabajos
Formación y calidad del personal profesional para la detección de
averías.
4.5.4 Organización técnico-administrativa
Para llevar a efecto un mantenimiento por averías y relacionarle con la
fabricación, así como para informar de los trabajos efectuados y calcular
un coste de reparación y de repercusión en la parada de los sistemas de
producción, formando todo ello un banco de datos e históricos de las
maquinas, es necesario ayudarnos de una serie de documentos que
vamos a comentar a continuación. Hemos de hacer constar que cada
responsable de mantenimiento sabrá aprovechar al máximo estos
documentos, incluyendo otros auxiliares o bien eliminando algunos de
Propuesta 88
ellos, según las dimensiones del servicio de mantenimiento y los objetivos
a alcanzar.
4.5.4.1 Parte de averías
Este documento será emitido por el operador de la fabricación cubriendo
los datos de:
Maquina y línea o taller de implantación.
Tipo de avería o diagnostico.
Fecha y hora de emisión.
Datos de la intervención (mano de obra-recambios-costes, etc.).
Si se trata de un servicio de mantenimiento descentralizado, será el
responsable del equipo de mantenimiento de la línea afectada el que
recepciones el parte entregándole al profesional asignado para llevar a
cabo el trabajo, el cual una vez finalizado, cubrirá los correspondientes
apartados del parte de averías relacionados con su intervención, así como
emitirá un informe resumido de los trabajos realizados en la reparación,
incluyendo en dicho informe la identificación de los materiales y
recambios utilizados.
A continuación, dicho responsable de mantenimiento efectuara un
control de la intervención y recabara de la fabricación el visto bueno a la
misma indicando la fecha y hora en que se finalizo la reparación.
Realizado esto, el parte de averías será entregado en la sección técnico-
administrativa del mantenimiento para cubrir los siguientes datos:
Valoración en costes de mano de obra empleada en la reparación,
Valoración de material y recambios empleados,
Valoración total de la reparación.
Propuesta 89
Ni que decir tiene que disponiendo de un Sistema de Gestión del
Mantenimiento por Ordenador, todos estos datos se introducirán en el
mismo en cada intervención, eliminando los documentos citados.
4.5.4.2 Ficha de historial de averías
En esta ficha figuraran los datos técnicos y económicos de las diferentes
intervenciones realizadas para reparar averías de cada máquina o equipo,
así como los recambios que se han ido utilizando en todas las
intervenciones.
En la oficina de mantenimiento se abrirá un fichero conteniendo una
ficha por maquina, sobre la cual se irán cubriendo los siguientes datos
recogidos de los diferentes partes de averías:
Fecha y numero del parte de averías,
Órgano donde estuvo localizada la avería,
Detalle de los trabajos realizados,
Horas de parada de maquina o instalación,
Horas de intervención,
Importe de la mano de obra empleada,
Importe de los materiales y recambios empleados,
Importe total de cada reparación.
Propuesta 90
CUADRO Nº 19
FICHA DE HISTORIAL DE AVERIAS
Razón social:
PARTE DE AVERIAS Nº
F
A
B
R
I
C
A
C
I
O
N
De_ _ _ _ _ _ _ _ línea _ _ _ _ _ _ _ _a
Mantenimiento
Tipo de avería_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
_ _ _
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ __ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
_ _ _
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ __ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
_ _ _
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ __ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
_ _ _
Código de urgencia (real)_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
_ _ _
_ __ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
_ _ _
Maquina:
Marca:
Código:
Propuesta 91
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri (Anverso)
COSTE DE LA REPARACION
IMPUTACION:
Nº DE OPERARIO DIA CATEGORIA TIEMPO Pts. MO MATERIALES Pts MAT.
Total horas mano MO
Total Materiales
Total Reparación
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri (Reverso)
M
A
N
T
E
N
I
M
I
E
N
T
O
Informe de la reparación:
EMISION RECEPCION REPARACION OBSERVACIONES IMPUTACION
Fecha Fecha Fecha
Hora Hora Hora
Firma Firma Firma
Propuesta 92
4.5.4.3 Taller auxiliar de apoyo logístico
Es evidente que la disponibilidad inmediata de la pieza de recambio para
sustituir en buen estado a la averiada, reducirá el tiempo de reparación de
la avería y, como consecuencia, el tiempo de parada del equipo afectado.
La máxima previsión contra las paradas por averías seria,
teóricamente, la existencia de un almacén con todos y cada uno de los
elementos existentes en la maquinaria que se encuentra en producción.
No cabe duda que conseguir este optimo grado de seguridad es imposible
y antieconómico, ya que representarla tener invertido un capital
inmovilizado muy fuerte y corresponde a una teoría enfrentada a las
tendencias actuales.
Debido a esto, el almacén ha de disponer de los repuestos tanto
estándares como específicos de los diferentes equipos productivos
sujetos a posibles desgastes o roturas, mientras que para los desgastes o
roturas no previstas, un servicio de mantenimiento ha de disponer de un
taller auxiliar propio o contratado que ayude a la construcción de los
repuestos solicitados y sin existencias en almacén.
Los talleres auxiliares de mantenimiento son una de las bases para
lograr una reparación organizada o un mantenimiento preventivo bien
planificado.
Los factores a considerar para la creación de un taller auxiliar propio
son los siguientes:
El conjunto del taller debe producir con costes mínimos dentro de
la máxima calidad.
La maquinaria debe limitarse al mínimo necesario para una
adecuada atención a los problemas de mantenimiento y ha de ser
de la máxima calidad para garantizar los trabajos solicitados.
Propuesta 93
No ha de intentarse fabricar repuestos específicos de máquinas e
instalaciones, los cuales pueden ser suministrados por los propios
fabricantes de dicha maquinaria.
Los talleres auxiliares de mantenimiento deben estar ubicados
junto al almacén de piezas de recambio y de materiales en bruto,
debiendo ser esta situación en posición geográfica lo más
coincidente con el centro de gravedad de la maquinaria productiva.
Deben estar preparados para efectuar grandes revisiones en los
sistemas productivos.
4.6 Desarrollo de la alternativa 1
La alternativa de solución 1, se va referir compra y reemplazo total de los
equipos obsoletos, con un nuevo sistema de enfriamiento,
Aeroenfriadores, lo cual no solo va a optimizar la producción sino que
además dará mayor prestigio a la EP Petroecuador ya que se estará
implementando tecnología de última generación en la refinación de
Petróleo.
Los enfriadores por aire consisten de uno o más ventiladores de flujo
axial, velocidades relativamente bajas y diámetros grandes, que forzan o
inducen al aire a fluir a través de un banco de tubos, generalmente con
aletas. La configuración básica de una unidad es un banco de tubos
aleteados montados sobre una estructura de acero con una cámara de
pleno con un anillo vénturi, un motor y otros accesorios como persianas,
guardaventilador e interruptores de vibración. La selección entre
enfriadores por aire o intercambiadores convencionales de tubo y
carcasa, depende del balance económico, el cual se debe considerar en
la inversión inicial, los costos de las facilidades requeridas dentro y fuera
del área para la instalación de los equipos y los costos de operación de
los mismos. En general, los enfriadores por aire resultan especialmente
atractivos en aquellas localidades donde el agua escasea o requieren un
tratamiento costoso como una torre de enfriamiento, donde las leyes de
contaminación ambiental establezcan requisitos estrictos para los
Propuesta 94
afluentes de agua, donde la expansión de los sistemas de agua de
enfriamiento sea necesaria, o donde la naturaleza del medio enfriante
cause taponamientos frecuentes o problemas de corrosión. En resumen,
estas unidades requieren de una inversión inicial más alta que los
enfriadores de agua pero los costos de operación y mantenimiento son
menores. Estos equipos se utilizan con frecuencia en combinación con
enfriadores de agua cuando se requiere remover una cantidad de calor.
En este caso los enfriadores por aire remueven primero la mayor parte del
calor y el enfriamiento final se consigue con los de agua. Estas unidades
aun con el ventilador apagado, son capaces de remover por convección
natural entre 15 y 35% del calor de diseño, dependiendo del rango de
temperatura de la corriente de proceso entrando al enfriador. Los
enfriadores por aire ocupan un área relativamente grande. Por lo tanto,
estas unidades se instalan normalmente encima de los tendidos de líneas
y de los equipos de procesos, tales como tambores e intercambiadores.
Cuando se considere la instalación de enfriadores por aire, se debería
tomar en cuenta el efecto que puedan tener las pérdidas de calor de los
equipos circundantes, en la temperatura de entrada del aire. La figura
ilustra un típico enfriador por aire forzado (ventilador en el tope) y de tiro
inducido (ventilador en el fondo).
GRAFICO Nº 2
AEROENFRIADOR
Fuente: Texto curso TYRO
Propuesta 95
4.6.1 Características De Diseño De Los Nuevos Equipos De
Enfriamiento
DIESEL
900 KPa AT 300º C
MAX ALLOWABLE WORKING PRESURE
N/A KPa AT N/A – C
MAX ALLOWABLE EXTERNAL
WORKING
PRESURE
-10º C AT 900 KPa
MIN. DESING METAL TEMPERATURE
2399 – 10039 – 1
MANUFACTURES PART / SERIAL NUMBERS
YEAR BUILT 2009
NATIONAL BUARD NUMBER N / A
ORDEN LUMOIL – DC
– A84 – V1 – 2009
PART 9599 – 20029 – 00 – 1
TEST PRESS 11, 7 BARG
SEPTIEMBRE 2009
VENTILADOR TIPO AFTE EX 125 2N 05 / 2 /
215 – 4
SERIE VQ 09373 ½
PORTADA (m3 / s) 2.45
Nº ORDEN FD 1314
PRESION ESTATICA 173
ORDEN P0037880
RPM 670
AÑO 2009
POTENCIA ALL ALBERD
Kw 3.66
TEMPERATURA 30º C
Propuesta 96
GASOLINA
200 KPa AT 110º C
MAX ALLOWABLE WORKING PRESURE
N/A KPa AT N/A – C
MAX ALLOWABLE EXTERNAL
WORKING
PRESURE
-10º C AT 200 KPa
MIN. DESING METAL TEMPERATURE
2399 – 10034 – 1
MANUFACTURES PART / SERIAL NUMBERS
YEAR BUILT 2009
NATIONAL BUARD NUMBER N / A
VENTILADOR TIPO AFTE EX 160 31 06 / 2 /
284 – 4
SERIE VS 093614 / 1
PORTADA (m3 / s) 22.21
ITEM FD 1306
ORDEN 037234
PRESION ESTATICA 252
RPM 584
AÑO 2009
POTENCIA ALL ALBERD
Kw 9.04
TEMPERATURA 30º C
Propuesta 97
MEDIO RESIDUO
400 KPa AT 200º C
MAX ALLOWABLE WORKING PRESURE
N/A KPa AT N/A – C
MAX ALLOWABLE EXTERNAL
WORKING
PRESURE
-10º C AT 400 KPa
MIN. DESING METAL TEMPERATURE
2399 – 10035 – 1
MANUFACTURES PART / SERIAL NUMBERS
YEAR BUILT 2009
NATIONAL BUARD NUMBER N / A
VENTILADOR TIPO AFTE EX 160 2N 04 / 2 /
215 – 4
SERIE VS 093614 / 6
PORTADA (m3 / s) 15.57
ITEM FD 1307
ORDEN 037234
PRESION ESTATICA
148
RPM 521
AÑO 2009
POTENCIA ALL ALBERD
Kw 3.7
TEMPERATURA 30º C
Propuesta 98
REFLUJO
LATRERAL
800 KPa AT
150º C
MAX ALLOWABLE WORKING
PRESURE
N/A KPa AT N/A – C
MAX ALLOWABLE EXTERNAL
WORKING
PRESURE
-10º C AT 800 KPa
MIN. DESING METAL TEMPERATURE
2399 – 10036 – 1
MANUFACTURES PART / SERIAL NUMBERS
YEAR BUILT 2009
NATIONAL BUARD NUMBER N / A
VENTILADOR TIPO AFTE EX 160 2N 04 / 2 /
215 – 4
SERIE VS 093614 / 3
PORTADA (m3 / s) 15.57
ITEM FD 1307
ORDEN 037234
PRESION ESTATICA
148
RPM 521
AÑO 2009
POTENCIA ALL ALBERD
Kw 3.7
TEMPERATURA 30º C
Fuente: Ing. Carlos Altamirano, Jefe De Proyecto. Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Propuesta 99
La marca de los equipos es LUMOIL, los modelos varían según el tipo de
derivado que se requiera enfriar, en la Planta Universal de la empresa se
necesitaran 4 Aeroenfriadores, uno para cada línea (gasolina, diesel 1,
diesel 2, residuos), en reemplazo de los antiguos modelos CE 11 A-B, CE
7 A-B, CE 10 A-B, CE 9 A, además del costo que generara el cambio de
las tuberías, válvulas, grúas, el personal de mantenimiento, técnicos,
capacitación del personal y asesoría técnica lo cual lo detallaremos a
continuación.
CUADRO Nº 20
CUADRO DE COTIZACION DE LOS AEROENFRIADORES
EQUIPO Precio SUBTOTAL
Aeroenfriador para gasolina en reemplazo del
intercambiador CE 7 A-B
248.384,02
Aeroenfriador para diesel 1 en reemplazo del
intercambiador CE 11 A-B
196.467,08
Aeroenfriador para diesel 2 en reemplazo del
intercambiador CE 10 A-B
286.056,02
Aeroenfriador para Residuos en reemplazo del
intercambiador CE 9 A
325.353,69
Construcción de soportaría y montaje de los
Aeroenfriadores en sus estructuras
50.314,21
Documentación Técnica: Manual de Operaciones,
Mantenimiento de planos, información técnica sobre
todos los equipos, instrumentos.
1.578,48
Curso de Capacitación: Personal de Operaciones,
Personal de Mantenimiento.
2.179,19
SUBTOTAL 1’110.332,69
12 % IVA 133.239,92
TOTAL PRESUPUESTADO 1’243.572,62
Fuente: Ing. Carlos Altamirano, Jefe De Proyecto. Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Propuesta 100
El ahorro de las pérdidas que se generaban por los distintos problemas
que venía arrastrando la planta, está determinado por la comparación de
la producción de los años anteriores, ya que en dichos años aun no era
tan notorio las constantes paras de emergencias de la planta universal y
la disminución de la Producción no afectaba la producción general de la
Empresa.
CUADRO Nº 21
PERDIDAS GENERADAS EN LA PLANTA UNIVERSAL
PARAMETRO 2005 2006 2007 2008 2009 total
COSTO DE
MANTENIMINETO
50.573,45
63.287,66
70.984.47
71.278,68
88.075,67
344.199,93
COSTO DE
REPUESTOS
56.675.87
67.457,58
93.635,56
90.456,07
102.406
410.631,08
DISMINUCION
DE LA PRODUCCION
10.000 B / D
3’560.000 B/AÑO
3’498.000
3’451.000
3’503.900
3’403.900
3’499.000
Fuente: Ing. Carlos Altamirano, Jefe De Proyecto. Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
En el último lustro el costo total por mantenimiento de la Planta
Universal, donde se incluye salario a personal de mantenimiento, salario a
personal técnico y operarios, salario de personal contratado para labores
de instalación de repuestos, y labores varias, es de 344.199,93 dólares
americanos; el costo total que se necesitó para la adquisición de
repuestos varios que se necesitó en las diferentes líneas es de
410.631,08 dólares americanos, dando un total de inversión de
754.831,01 dólares americanos, además que la producción a pesar de no
ser tan notoria la baja, es una constante que se mantendrá hasta que no
se haga una reparación total de los equipos o el cambio con los nuevos
equipos como se está proponiendo.
Propuesta 101
CUADRO Nº 22
PROYECCION
PROYECCIÓN 5 años
anteriores
2010 5 años
posteriores
Total
Equipo antiguo 754.831,01 90.524,13 834.831,01 1’680.186,15
Equipo nuevo 1’243.572,62 1’243.572,62
diferencia 436.613,53
Fuente: Ing. Carlos Altamirano, Jefe De Proyecto.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
El ahorro que generara la planta Universal de la EP Petroecuador
Refinería La Libertad, instalando los nuevos equipos de Aeroenfriadores
va a ser 436.613,53 dólares.
4.6.2 Instalación De Los Nuevos Equipos De Aeroenfriadores
Para la instalación de los nuevos equipos se deben tener en cuenta
diversos parámetros para que los aparatos no sufran desperfecto alguno
antes de su uso o después de la puesta en marcha.
El Contratista desarrollará como mínimo las actividades de Ingeniería
de Detalle que a continuación se detalla por especialidad.
4.6.2.1 Procesos
Informe de verificación de Consistencia de la Ingeniería Básica
Diagramas de Cañerías e Instrumentos (P&ID)
Manual de Operaciones
La especialidad Procesos deberá, asimismo, prestar apoyo al resto
de las especialidades y tener participación en las siguientes
actividades:
Listado de líneas
Propuesta 102
Listado de puntos de conexión.
Listado de instrumentos.
Hoja de datos de Equipos.
Hoja de datos de Instrumentos, analizadores, válvulas de control,
bloqueo y seguridad.
Estudio de los escenarios de venteo de Planta Compresora.
Lay-Outs (esquema de distribución, lógico y ordenado de un
sistema y es usado como herramienta para optimizar procesos o
sistemas).
Verificación de diámetros de las líneas principales con su
correspondiente tendido para que cumplan con la caída de presión
máxima especificada a la succión y a la descarga de los
turbocompresores
Verificación de diámetros de las líneas de servicio
Diagrama de causa-efecto.
Filosofía de control y operación.
Participación en el estudio de HAZOP.
4.6.3 Diagramas de Flujo y de Cañerías e Instrumentos
A partir de los diagramas de flujo y de procesos e instrumentos
entregados al proveedor para la oferta, se procederá a verificar, completar
y adaptar los mismos para que sean aptos para construcción y montaje.
4.6.3.1 Cañerias
Los objetivos a cumplirse en la Estación Compresora EC3 en la
especialidad de cañerías, son como mínimo:
Elaboración de toda la documentación técnica necesaria formada
por planos y documentos que será la parte de Ingeniería de Detalle
para la construcción de la Obra.
Propuesta 103
Elaboración de todas las Especificaciones Técnicas necesarias
para la compra de cañerías, accesorios de cañerías, válvulas,
juntas, etc.
4.6.3.2 Lay Outs de Equipos
A partir de los Lay-Outs de equipos entregados al proveedor para la
oferta, el Contratista procederá a verificar, adaptar y adecuar la
distribución de los equipos para su emisión para construcción.
En esta etapa se verificarán las distancias de seguridad establecidas
según las Normas Nacionales e Internacionales, en caso de discrepancias
entre distintas normas, se contemplará lo indicado por la más exigente.
Se incorporarán a los planos de Lay-Outs, las dimensiones definitivas
de los equipos, según los planos de los proveedores de los mismos.
En estos planos se indicará la ubicación de los equipos con respecto al
mojón de referencia de cada instalación y con cotas relativas entre
equipos y/o edificios, pero siempre se deberá poder referenciar al mojón
mencionado, que a su vez tendrá las coordenadas cartográficas POSGAR
en la Faja que corresponda.
4.6.3.3 Clases de Cañerías
Las clases de cañerías entregadas con la Ingeniería Básica, serán
revisadas por el área de Compras, Construcción y Montaje, durante la
ejecución de la Ingeniería de Detalle, aplicando los códigos B31.3, NAG
100 u otro, según corresponda. Las tareas a desarrollar en esta etapa
son:
Cálculo y verificación de espesores de cañerías y accesorios de
cañerías.
Verificación de componentes.
Propuesta 104
4.6.3.4 Análisis de Tensiones
Se hará análisis de tensiones en las líneas indicadas por ENARSA y en
aquellas condiciones que sea necesario según el criterio del Contratista.
Como mínimo, esta verificación deberá realizarse en.
Cañerías conectadas a bocas de diámetro nominal 4” y mayores de
equipos rotativos y no rotativos. Se verificarán condiciones
especiales de Temperatura y Presión en conexiones menores de
acuerdo entre el Contratista y ENARSA.
Cañerías troncales aéreas de diámetro nominal 6” y mayores.
En cañerías cuya traza, que a criterio de ENARSA o sus
Representantes, pueda generar tensiones y/o esfuerzos
inadmisibles tanto en cañerías como en equipos y/o soportes de
cañerías.
Para el análisis se usará preferentemente el software Caesar II.
Se verificará que el trazado de las cañerías satisfaga los límites de
tensiones y esfuerzos de acuerdo al los códigos aplicables para el
proyecto y los valores admisibles por normas o por recomendación del
proveedor de equipos. (En especial para equipos rotativos, bombas,
compresores, turbinas, aeroenfriadores, etc.
4.6.3.5 Soportes
Se elaborará un “Cuadernillo de Soportes” donde estarán identificados
todos los soportes a utilizarse en la obra, tanto los estándares como los
especiales. Cada soporte tendrá como referencia el o los planos de
cañerías donde estarán instalados y además los materiales necesarios
para su construcción.
La ubicación de los soportes se hará en los planos de cañerías,
indicándolos con el símbolo y denominación correspondiente y con cotas
Propuesta 105
referidas a elementos tangibles, (columnas edificios, ejes de parrales,
etc.), para su fácil instalación en obra.
Se elaborará un cómputo de materiales para la compra de los elementos
necesarios para construir los soportes indicados en el “Cuadernillo de
Soportes”, incluyendo los elementos especiales (soportes elásticos,
amortiguadores, rigidizadores, etc.).
4.6.3.6 Isometrías
Se elaborarán “Cuadernillo de Isometrías” de todas las cañerías
Las isometrías se emitirán con los tramos a prefabricar (spools)
indicados y con las soldaduras numeradas en forma secuencial para
facilitar su identificación y control de calidad.
Se indicarán las soldaduras a efectuar en obra y las soldaduras de
ajuste, los venteos y drenajes para prueba hidráulica.
Las mismas contendrán una lista de materiales, con número o código
de identificación de cada componente o accesorio y la cantidad necesaria
de cada uno. Se hará la diferenciación entre elementos para
prefabricación en taller u obrador y elemento para montaje en obra, con el
objeto de facilitar la entrega de materiales.
4.6.3.7 Lista de Líneas
Se elaborará una “Lista de Líneas” donde se indicarán para cada línea
todos los datos concernientes a cada una de ellas.
Se indica a continuación y a título de ejemplo, sin ser limitativo en su
alcance, los elementos mínimos que debe tener la Lista de Líneas:
Número de línea
Propuesta 106
Clase
Diámetro
Rating
Desde –Hasta
P&ID
Servicio y código de fluido
Tolerancia por corrosión
Datos de aislamiento
Datos del fluido (líquido, vapor)
Temperatura de operación y diseño
Presión de operación y diseño
Presión de Prueba Hidráulica
Diagrama de referencia
Terminación superficial y pintura
Calefaccionado externo (tracing)
Requisitos especiales
Comentarios u observaciones
4.6.3.8 Electricidad
El Contratista deberá realizar en todos los casos:
Clasificación de Áreas
Cálculo y diseño de los sistemas de P.A.T.
Cálculo y diseño de los sistemas para descargas atmosféricas.
Cálculos de Cargas de CA y de CC.
Cálculos y diseño del sistema de Iluminación
Cálculo de cables
Cálculos de Cortocircuito
Cálculo mecánico de línea de 33kV
Diseño de los sistemas de distribución.
Generadores principales y de emergencia.
Propuesta 107
Sistema de transferencia de cargas, modo de operación.
Monitoreo del sistema de generación.
Diseño de Tableros de distribución.
Diseño de CCM´s.
Diseño de paneles de distribución de CA y CC.
Bancos de baterías
Establecer prestación del Sistema Ininterrumpidle de Potencia.
Especificaciones y requisiciones de equipos eléctricos.
Lay-out de canalizaciones, interior y exterior.
Lay-Out de Puesta a Tierra
Lay-Out de Descargas Atmosféricas
Lay Out de Iluminación
Listas de Equipos.
Listas de Cables.
Típicos de montaje de Puesta a Tierra, de Iluminación y de
Montaje.
4.6.3.9 Instrumentación Y Comunicaciones
Las tareas a llevar a cabo por el Contratista dentro del alcance de la
ingeniería de detalle comprenden, sin limitarse a las mismas, las que
siguen:
Revisión y actualización de Lay-outs.
Revisión y actualización de P&ID.
Especificación técnica y hojas de datos de todos los instrumentos y
válvulas incluidos en los P&ID.
Lista de instrumentos y válvulas.
Listas de materiales de montaje mecánico y eléctrico.
Propuesta 108
Lista de cables.
Lista de I/O.
Memorias de cálculo de válvulas de control y seguridad.
Planos de ubicación y canalización de instrumentos.
Planos de ubicación y canalización para FO.
Típicos de montaje mecánico y eléctrico
Diagramas de lazos.
Diagramas de conexionado.
Requisiciones de ingeniería.
4.6.3.10 Civil
Las obras civiles a cargo del Contratista serán todas las necesarias para
completar las instalaciones descriptas y asegurar el correcto
funcionamiento de las mismas y una total adecuación a sus fines, aunque
algunas obras no estén específicamente mencionadas y detalladas en los
documentos integrantes del mismo.
El Contratista de la ingeniería de detalle es responsable del diseño
definitivo de todas las instalaciones y estructuras, adaptando los diseños
básicos provistos al lugar de ubicación y a las condiciones de
implantación de cada instalación de superficie.
También estará a su cargo la ejecución de todos los estudios
geotécnicos que resulten necesarios para asegurar la estabilidad y
durabilidad de los trabajos de movimiento de suelos y de las estructuras a
construir; los informes de los estudios geotécnicos realizados en la etapa
de ingeniería básica.
En la etapa de desarrollo de la ingeniería de detalle, el Contratista
deberá elaborar los siguientes tipos de documentos para la disciplina civil:
Propuesta 109
Especificaciones técnicas de estructuras de hormigón, movimiento de
suelos, caminos y calles interiores, sistemas de drenaje, sistemas de
captación y distribución de agua, etc.
Planos Generales de obras civiles, incluyendo movimiento de
suelos, disposición de caminos, pavimentos, veredas, cercos, etc.
Planos Generales de red de agua y drenajes, incluyendo el trazado
de cañerías y canales, ubicación de cámaras sépticas, de
inspección y de drenaje, bocas de registro, pozos de bombeo,
alcantarillas, etc.
Planos típicos y de detalle de caminos, pavimentos, cercos, etc.
Planos de encofrado de fundaciones de equipos, de edificios, de
estructuras metálicas, cámaras, trincheras, sleepers, bloques de
anclaje, etc.
Planos de armadura de las estructuras mencionadas
Memorias de cálculo de todas las estructuras cuya dimensión o
importancia lo justifique
Memorias descriptivas
El suelo, se deberá hacer una base de dos metros de hormigón armado
con hierro anti-sísmico para prevenir en movimiento de los cimientos de
las bases donde se colocaran los Aeroenfriadores.
4.6.4 Bases de Diseño
El diseño y ejecución de las obras civiles, estará en concordancia con los
siguientes documentos:
Estudio de Impacto Ambiental, incluyendo todos los documentos
que lo componen.
“Parámetros de Diseño Geográficos, Climáticos y Sísmicos” para la
definición de las cargas de diseño a adoptar en cada caso.
Informes de Estudios Geotécnicos
Propuesta 110
El viento, la estructura externa de las bases debe ser construida a base
de hierro reforzado anti-sísmico, acero inoxidable, y con mallas
protectoras para que los vientos fuertes no destruyan las estructuras.
El agua, por estar en una zona costera, la salinidad del aire y las
constantes lloviznas, corroerán las estructuras y por ende los equipos,
para evitar esto se construirán las estructuras con acero inoxidable y
diseño anticorrosivo, además de contar con una estructura superior que
brinde seguridad en caso de lluvia.
La electricidad, la planta eléctrica de la Refinería deberá hacer los
ajustes ya que las variaciones del voltaje con las que trabajan los
Aeroenfriadores son diferentes a la de los Intercambiadores de Calor.
4.6.5 Arquitectura
Los sectores y edificios incluidos dentro de este alcance son los
siguientes:
CUADRO Nº 23
ARQUITECTURA
ÁREA DOCUM DOCUMENTO DEL EDIFICIO
ESTACION DE MONITOREO
SALA DE CONTROL
SALA ELECTRICA
EDIFICIO DE VIGILANCIA
CENTRO DE CONTROL OPERATIVO SALA DE CONTROL
EDIFICIO DE OFICINAS
Fuente: Intendencia De Operaciones
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Propuesta 111
4.7 Objetivos De La Propuesta 1
La propuesta 1 tiene como objetivos:
Reducir a cero las paradas de la Planta Universal por motivos de
mantenimiento.
Bajar las temperaturas finales de los derivados del petróleo que se
generan en la planta.
Disminuir los costos por mantenimiento.
Alcanzar un desempeño al 100% de la planta durante 10 años en
lo que se refiere a enfriamiento de derivados.
Aumentar la producción de la planta.
Propuesta 112
4.8 Diagrama De Flujo De La Puesta En Marcha Del Aeroenfriador.
GRAFICO Nº 3
DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PUESTA EN MARCHA DEL
AEROENFRIADOR.
Fuente: Capitulo III Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Propuesta 113
SOLUCIÓN # 2
4.9 Plan de capacitación al personal para el manejo de
aeroefriadores.
La capacitación, es un proceso educacional de carácter estratégico
aplicado de manera organizada y sistémica, mediante el cual el personal
adquiere o desarrolla conocimientos y habilidades específicas relativas al
trabajo, y modifica sus actitudes frente a aspectos de la organización, el
puesto o el ambiente laboral. Como componente del proceso de
desarrollo de los Recursos Humanos, la capacitación implica por un lado,
una sucesión definida de condiciones y etapas orientadas a lograr la
integración del colaborador a su puesto ya la organización, el incremento
y mantenimiento de su eficiencia, así como su progreso personal y laboral
en la empresa. Y, por otro un conjunto de métodos técnicas y recursos
para el desarrollo de los planes y la implantación de acciones específicas
de la empresa para su normal desarrollo. En tal sentido la capacitación
constituye factor importante para que el colaborador brinde el mejor
aporte en el puesto asignado, ya que es un proceso constante que busca
la eficiencia y la mayor productividad en el desarrollo de sus actividades,
así mismo contribuye a elevar el rendimiento, la moral y el ingenio creativo
del colaborador.
El Plan de Capacitación incluye los colaboradores del área de
Operaciones y Mantenimiento que integran la empresa, agrupados de
acuerdo a las áreas de actividad y con temas puntuales, algunos de ellos
recogidos de la sugerencia de los propios colaboradores, identificados en
las Fichas de Desempeño Laboral; así mismo está enmarcado dentro de
los procedimientos para capacitación, con un presupuesto asignado.
El personal antes indicado de la EP Petroecuador Refinería La
Libertad, será capacitado tres meses antes de la instalación y puesto en
marcha de los nuevos equipos de Aeroenfriadores. La capacitación
constara de tres diferentes cursos donde se informara al personal de los
Propuesta 114
diferentes contratiempos que puedan generar los nuevos equipos de
Aeroenfriadores.
CUADRO Nº 24
PLAN DE CAPACITACIÓN AL PERSONAL PARA EL MANEJO DE
AEROEFRIADORES.
CAPACITACION DIRIJIDO A: OBJETIVO DURACION
(HORAS)
#
PARTICI.
PRECIO POR
PRESONA
Inducción al nuevo
sistema de
aeroenfriador
Operadores y
Supervisores
de Planta
Integrar al personal
al nuevo sistema 8 30 $ 60,85 USD
Operación de
aeroenfriador
Operarios y
Supervisores
de Planta
Manejar el nuevo
sistema de
acuerdo a los
estándares
8 30 $ 60,85 USD
Limpieza del área
de trabajo
Operadores y
Supervisores
de Planta
Higienizar
adecuadamente el
área de trabajo
8 30 $ 60,85 USD
Control estadístico
de Proceso
Supervisores
de Planta
Optimizar el control
de Proceso 8 4 $ 500,20 USD
Supervisión
efectiva y toma de
decisiones
Supervisores
de Planta
Formación de una
visión integral y
sistemática sobre
diseño y estructura
organizacional
8 4 $ 411,39 USD
Seguridad
Operadores y
Supervisores
de Planta
Prevenir
accidentabilidades 8 30 $ 60,85 USD
Reinducción
Operadores y
Supervisores
de Planta
Reafirmar los
conceptos de
inducción para
involucrar al
personal en el
nuevo sistema
8 30 $ 60,85 USD
TOTAL $ 1.276,69 USD
Fuente: Intendencia De Operaciones No Catalitica
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Propuesta 115
CUADRO Nº 25
GASTOS
GASTOS VARIOS POR CAPACITACION
ALIMENTACION
Expositor,
Operadores y
Supervisores
de Planta
Almuerzo con
refrigerio 8 31 $ 577,50 USD
MATERIAL
DIDACTICO
Operadores y
Supervisores
de Planta
Libreta,
carpeta con
material de
apoyo para
aprendizaje
8 30 $150,00 USD
VIATICOS Expositor Hospedaje,
alimentación 168 1 $ 175,00 USD
TOTAL $ 902,50 USD
Fuente: Intendencia De Operaciones No Catalitica
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
TOTAL DE PRESUPUESO PARA CAPACITACION
$ 1.276,69 USD (tabla # 24 )
$ 902,50 USD (tabla # 25 )
$ 2.179.19 USD SUMA TOTAL
4.10 Procedimientos De Operaciones Del Uso De Los Equipo De
Aeroenfriadores Para Operadores
1) Revisar el área donde se encuentran ubicados los Aeroenfriadores,
retiramos todo objeto ajeno al trabajo de operaciones, esto incluye
limpieza.
Propuesta 116
2) Revisar equipos de Aeroenfriadores, que las válvulas de entrada y
salida que no tengan bridas ciegas o discos ciegos y que estén
bien ajustados todos los pernos del equipo.
3) Solicitar a mantenimiento eléctrico energizar los Aeroenfriadores
para la puesta en marcha del equipo.
4) Solicitar personal de apoyo como, mantenimiento, seguridad
industrial, electricistas, incluyendo el personal de operaciones.
5) Comunicar a planta eléctrica sobre el suministro de energía
eléctrica para el arranque de los Aeroenfriadores.
6) Abrir válvulas de salida del hidrocarburo de los Aeroenfriadores.
7) Abrir válvulas de entrada a los Aeroenfriadores.
8) Energizamos Aeroenfriadores.
9) Pedimos al personal de mantenimiento eléctrico visualizar sentido
de giro de las hélices de los motores de los ventiladores de los
Aeroenfriadores.
10) Lentamente abrir válvulas de control, aumentando flujo del
hidrocarburo a enfriar.
11) En todo momento inspeccionamos temperaturas, presiones y flujos
a la entrada en el equipo en sí y a la salida de los Aeroenfriadores.
SOLUCION # 3
4.11 Programación De Mantenimiento De Los Nuevos Equipos De
Aeroenfriadores.
Si bien el objetivo de Mantenimiento es lograr, con el mínimo coste, el
mayor tiempo en servicio de las instalaciones y maquinaria productivas,
con el fin de conseguir la máxima disponibilidad, aportando la mayor
productividad y <<calidad de producto>> y la máxima <<seguridad de
funcionamiento>>, sin embargo, el objetivo así definido no queda medido
ni expresado en cifras.
Conocer cuáles son sus componentes o factores:
Propuesta 117
coste,
tiempo de servicio (disponibilidad-fiabilldad),
seguridad de funcionamiento (mantenibilidad-calidad y prontitud de
servicio),
4.12 Mantenimiento Preventivo
El Mantenimiento Preventivo comprende todas las acciones sobre
revisiones, modificaciones y mejoras dirigidas a evitar averías y las
consecuencias de estas en la producción.
La acción sistemática de revisar periódicamente, la podemos definir
como inspeccionar-controlar y reparar, antes de que se produzca la
avería. También podemos decir que es reparar cuando la maquinaria o
instalación productiva están aun, en cuanto a seguridad-calidad y
desgaste, dentro de límites aceptables.
4.12.1 Mantenimiento Predictivo O Condicional
La moderna tecnología proporciona una serie de métodos que permiten
evaluar externamente las condiciones de funcionamiento de la maquinaria
a través del control y evolución de ciertos parámetros (presiones de
engrase, vibraciones, temperaturas, etc.).
El Mantenimiento Predictivo o Condicional es una metodología que
tiene como objetivo final asegurar el correcto funcionamiento de las
maquinas críticas a través de la inspección, del estado del equipo por
vigilancia continua de los niveles o umbrales correspondientes a los
parámetros indicadores de su condición, y que se realiza sin necesidad de
recurrir a desmontajes y revisiones periódicas.
Esta metodología permite seguir con notable precisión el estado de la
maquinaria, así como la evolución de los síntomas de fallo, con el fin de:
Propuesta 118
conocer con gran precisión el momento en que se va a producir la
avería o fallo, a fin de poder evitarla a través de una intervención
programada,
alargar el máximo posible la vida útil de las piezas y conjuntos, a fin
de abaratar el coste de Mantenimiento.
La importancia de la disciplina del análisis que el Mantenimiento predictivo
utiliza como herramienta, así como los avances de la tecnología de
medición y los análisis dinámicos de señales, esta permitiéndonos hoy día
detectar, con gran precisión, desde desgastes de cojinetes antifricción o
de rodamientos hasta que diente de una reductora es el que está dañado.
La tendencia del Mantenimiento Predictivo es a extender su campo de
actuación a costa del Mantenimiento Preventivo Sistemático, siendo sus
aplicaciones cada día más diversificadas.
4.12.2 Presente y futuro del Mantenimiento Predictivo
El grado de incidencia económica de las maquinas en el proceso
productivo como consecuencia de los costes debidos a paradas o
interrupciones por disfuncionamientos y las propias reparaciones de
averías, son los parámetros o factores que deberán condicionar el nivel
de ejecución e instrumentación técnica del plan de Mantenimiento
Predictivo y en base a este criterio económico definir las necesidades de
recursos humanos y técnicos para cubrir los objetivos previstos, siendo
estas disponibilidades humanas y técnicas las que condicionan el nivel de
ejecución del Predictivo.
El Mantenimiento Predictivo presupone la monitorización de la
instalación-maquina o equipo controlado, es decir, la instalación de
sensores para la captación de una señal premonitoria (vibración-ruido-
temperatura-presión-análisis de partículas en lubricantes, etc.). La señal
captada debe ser posteriormente analizada e interpretada para poder
Propuesta 119
tomar decisiones si procede, comparándola con las señales
correspondientes a situaciones previamente conocidas de la marcha ideal
de la instalación o maquina controlada.
En muchos casos, la captación de la serial, así como su posterior análisis
e interpretación, requieren tecnologías específicas muy sofisticadas, con
una instrumentación también compleja cuyo manejo requiere personal
altamente cualificado, de ahí que haya resistencias a su generalización.
Esto puede traer consigo que el personal de los servicios de
mantenimiento, especializado y dedicado enteramente a las
intervenciones tradicionales, toma una tarea complementaria: la medida
de vibraciones, de la que en gran número de casos desconoce sus
fundamentos y utilidad final. En definitiva, el predictivo queda así reducido
a una inspección rutinaria más y, en definitiva, a que su eficacia no pueda
ser evaluada en la mayoría de los casos.
Así encontramos plantas industriales donde se dispone de equipos
suficientes para realizar estas tareas, e incluso maquinas monitorizadas
permanentemente, cuya operatividad es prácticamente nula. A todos los
efectos se ha hecho una inversión que esta inutilizada. Lo cierto es que el
Mantenimiento Predictivo no es aplicable a la totalidad de las
instalaciones-maquinaria-equipos productivos, por lo que se complementa
con el Mantenimiento Preventivo Sistemático.
Ante las dificultades encontradas en el proceso de evolución del
Mantenimiento, el futuro inmediato de esta metodología va por extender el
Mantenimiento Predictivo, de forma más simple, a través del
Automantenimiento como un Mantenimiento Preventivo Sistemático
Condicional, integrado en la fabricación dentro de las técnicas TPM. Con
la extensión del Automantenimiento, el Predictivo Sistemático va a ser un
seguro fiable del funcionamiento de los sistemas de producción. El
conocimiento del estado de referencia y comportamiento de las maquinas
Propuesta 120
por parte de los operadores de fabricación está llamado a sustituir a las
intervenciones tradicionales de Mantenimiento.
4.13 Mantenimiento Preventivo Sistemático
El Mantenimiento Preventivo Sistemático consiste en un conjunto de
operaciones que se realizan sobre las instalaciones-maquinaria y equipos
de producción antes de que se haya producido un fallo, y su objetivo es
evitar que se produzca dicho fallo o avería en pleno funcionamiento de la
producción o del servicio que presta. Este tipo de Mantenimiento incluye
operaciones de inspección y de control programadas de forma
sistemática, así como operaciones de cambio cíclico de piezas-conjuntos
o reconstrucción-reparación de elementos de forma, asimismo,
sistemática.
Para una correcta aplicación de este tipo de Mantenimiento Preventivo,
hay que hacer previamente un estudio o estimación de la vida de los
distintos elementos susceptibles de desgastes o que conducen a
deterioros o disfuncionamientos de la maquina o grupo de maquinas
consideradas como fase previa a la planificación de las operaciones y
tipos de Mantenimiento Preventivo.
El Mantenimiento Preventivo ideal sería aquel que por un conocimiento
completo de la vida de todas y cada una de las piezas que sufren
desgastes, nos permitiese confeccionar un programa de intervención
preventiva de reposición de aquellas. De tal suerte que, cada pieza seria
repuesta por una nueva antes de su desgaste total o rotura y, de esta
forma, las averías desaparecerían totalmente.
Sin embargo, tal sistema es utópico, porque nuestro conocimiento de
la vida, de las piezas es incompleto, pues ella misma es incierta.
Podemos conocer, en el mejor de los casos, su distribución de
Propuesta 121
probabilidad--incertidumbre objetiva--pero en la mayoría de los casos no
podemos hacer más que una previsión subjetiva de dicha distribución.
4.14 Elaboración De Un Plan De Mantenimiento Preventivo En
Equipos Existentes
La gestión del Mantenimiento Preventivo desarrollado a través del Auto
mantenimiento y el Mantenimiento Programado está basada en la
elaboración de un Plan de Mantenimiento Preventivo único para cada
equipo o instalación existentes.
Un Plan de Mantenimiento Preventivo se compone así de una lista
exhaustiva de todas las acciones necesarias a realizar en una maquina o
instalación en términos de:
limpieza,
control,
visita de inspección,
engrase,
intervenciones de profesionales de Mantenimiento,
etc.,
Para mantenerla en su estado de origen o de referencia.
El Plan de Mantenimiento Preventivo permite tener una visión global y
concreta de todas las acciones de preventivo previstas para una
instalación determinada. Asimismo, nos permite hacer los enlaces
esenciales entre los diferentes órganos o componentes de una máquina
que deben cumplir con la misma función técnica, por lo que es un
documento que nos permite considerar a una maquina como un conjunto
de funciones que deben cumplir una misión dada y no como un conjunto
de componentes, por lo que se planifican acciones de diferentes
especialidades con las mismas funciones y con la misma frecuencia.
Propuesta 122
4.15 Sistemas y estudios del Mantenimiento Preventivo
Inventariar los equipos existentes
Se trata de conocer el número y características de los edificios-
maquinaria e instalaciones. Sea cual sea el equipo que se analice, la
cantidad de datos que se podría consignar es prácticamente ilimitada, por
lo que es necesario hacer una selección de los que más interesan desde
el punto de vista de su Mantenimiento. En general, se denomina ficha de
vida de un equipo o maquina.
Datos básicos de maquinaria e instalaciones:
numero de referencia o código de la empresa,
denominación usual,
emplazamiento (línea de producción y centro de gastos),
ano de adquisición,
constructor-vendedor o representante más significativo,
referencia y numero de serie del fabricante,
características básicas (medidas-peso, etc.),
coste de adquisición o inversión aplicada,
coste de los equipos complementarios para su buen
funcionamiento,
plan de Mantenimiento Preventivo y normas de revisión,
instrucciones del fabricante-lubricación,
consumo de diferentes energías y características de los motores
eléctricos,
costes anuales de Mantenimiento,
datos históricos tomados de la experiencia.
Ha de emplearse exclusivamente el método de ficha individual. La
identificación de cada equipo exige una numeración o codificación que, en
general, debe coincidir con el de la ficha de características del mismo, si
bien su posición en el fichero general de maquinaria puede determinarse
tanto por su numeración correlativa como por la agrupación de equipos
Propuesta 123
idénticos (tornos, fresadoras, etc.), o por su emplazamiento dentro de las
líneas de producción.
4.15.1 Histórico de incidencias y paradas
Como segundo dato, hemos de disponer de todo el historial de averías y
paradas que la maquina-instalación ha tenido desde su implantación en
fabrica, con su consiguiente estudio de costes, tanto en el apartado de
mano de obra como de materiales utilizados.
4.15.2 Documentación técnica
Por último, hemos de disponer de la documentación técnica más completa
en cuanto a instrucciones de Mantenimiento se refiere, dictadas por el
propio fabricante del equipo y por la experiencia a través de normas de
revisión o instrucciones de explotación internas sobre el citado equipo.
Un ejemplo de un buen dossier de documentación de una maquina
puede ser el siguiente:
descripción detallada del equipo;
composición detallada y conexiones de todo tipo;
procedimientos relativos al funcionamiento del equipo:
puesta en servicio,
modos de marcha en automático a partir del pupitre general,
modo de marcha en manual,
ciclo de fabricación detallado,
parada del equipo,
consignas de utilización y seguridad;
procedimientos relativos a los sistemas:
hidráulico,
neumático,
Propuesta 124
eléctrico electrónico,
engrase;
otros procedimientos (cambios de útiles herramientas, etc.);
lista de acciones preventivas:
acciones de rutina,
acciones de vigilancia,
acciones sistemáticas;
4.15.3 Planificación del Mantenimiento Preventivo
lista de acciones curativas:
ayuda al diagnostico,
precauciones a tomar en las intervenciones,
comprobación de fallos y problemas de calidad,
intervenciones recomendadas ante fallos;
listado de posibles averías e incidentes y su tratamiento;
gamas de Mantenimiento Preventivo (sistemático y programado);
instrucciones para controlar e identificar piezas no conformes.
4.15.4 El ciclo PDCA en la gestión sistemática del plan de
Mantenimiento Preventivo
En el funcionamiento y gestión sistemática del plan de Mantenimiento
Preventivo podemos practicar con la herramienta de la Calidad Total: el
ciclo PDCA o rueda de Deming asociado al Mantenimiento global
Veamos cada una de las fases:
P = Planificar:
Determinar lo que hay que hacer, es decir, construir el plan de
Mantenimiento Preventivo.
Propuesta 125
Determinar la forma de hacerlo, es decir, elaborar las gamas y las
fichas de Automantenimiento y Mantenimiento Programado.
D = Hacer: Poner el plan en marcha, realizando las tareas y acciones, asl
como situar los medios de medida:
a) Realizar las tareas de las fichas de Automantenimiento y
Mantenimiento Programado de acuerdo a los estándares fijados
sobre las gamas especificadas.
b) Medir los indicadores de las maquinas. Ejemplos:
-- rendimiento operacional,
-- % de actividad del Mantenimiento Preventivo/Correctivo,
-- % de realización del Mantenimiento Planificado,
-- costes de Mantenimiento (Preventivo-Correctivo y total).
C = Verificar: Evaluar los resultados y analizar las causas de las
desviaciones.
a) Seguir la evolución de los indicadores antes reseñados.
b) Analizar la adecuación y coherencia entre el Mantenimiento
preventivo y dicha evolución.
c) Estudiar mejoras y optimizar planes.
A = Acción: Implantar las mejoras y nuevos estándares así como nuevas
normas de trabajo
a) Asentar y mantener lo que marcha bien, capitalizando experiencias
para incorporar en nuevos equipos y maquinas.
b) Hacer evolucionar lo que no marcha bien y optimizar y poner al día
el Plan de Mantenimiento Preventivo para actualizar nuevos
estándares o referenciales en fichas y gamas.
Propuesta 126
Toda esta tarea la podemos integrar en un programa informático (GMAO)
lo que nos facilitara la arborescencia de los equipos (análisis de árbol de
fallos) y la propia gestión del plan de Mantenimiento Preventivo elaborado
en cada caso.
En este contexto, hemos de decir que este plan informatizado es una
herramienta de mejora para futuros nuevos equipos similares, pues nos
permite constituir una base de datos de un Plan de Mantenimiento
Preventivo que ya funciona sobre una determinada maquina, por lo que
puede servir de referencia a la Ingeniería de Planta y a los Constructores,
permitiendo iniciar el bucle del progreso continuo (PDCA), capitalizando
experiencias y evitando reinventar un Mantenimiento Preventivo cada vez
que llega a la empresa un equipo nuevo.
Un Plan de Mantenimiento Preventivo exige una programación
estricta, en la que no debe quedar ningún imprevisto por el cual haya de
actuarse de una forma improvisada.
De acuerdo a lo que hemos comentado en este apartado, los
conceptos básicos como punto de partida para la construcción de un plan
de Mantenimiento Preventivo son los siguientes:
disponer de los datos necesarios,
establecer cuando y como deben hacerse las inspecciones e
intervenciones,
medir la eficacia del servicio de Mantenimiento a través de
indicadores,
conocer el costo de Mantenimiento y su repercusión en el
presupuesto de la empresa, así como su evolución.
Propuesta 127
CUADRO Nº 26
AUTO MANTENIMIENTO
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri (Anverso)
CORRECCION DE ANOMALIAS
HORA DESCRIPCION RESPONSABLE DE
LA EJECUCIÓN TIEMPO
ESTIMADO
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri (Reverso)
La vida útil sin mantenimiento de los equipos nuevos es de 10 años, la
Planta Universal operará sin paralización por daño o mantenimiento de
estos nuevos equipos por el lapso de una década, después de este
tiempo se hará la programación en los dos siguientes años cada 4 meses
que incluirá:
MAQUINA:___________________ FECHA:_____________________________
TURNO:______________________ OPERADOR:__________________________________
S N S N S N S N S N S N S N
LIMPIEZA
ENGRASE
ELECTRICO
HIDRAULICO
EQUIPO DE CONTROL
F) OPERADOR
SABADO DOMINGO
AUTO-MANTENIMIENTO
F) SUPERVISOR
GAMASLUNES MARTES MIERCOLES JUEVES VIERNES
Propuesta 128
Cambio de partes.
Reparación de daños.
Cambio de aditivos (aceite, grasa)
Luego de este tiempo, las paralizaciones por mantenimiento serán una
vez al año para evaluar la funcionabilidad de los equipos.
Propuesta 129
CAPÍTULO V
EVALUACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA
5.1 Plan de inversión y financiamiento.
Es muy importante analizar la inversión que se debe realizar para poder
llevar a cabo este proyecto, es decir para la puesta en marcha del sistema
alternativo de enfriamiento de derivados del petróleo en la Planta
Universal de la EP Petroecuador Refinería La Libertad.
Como se mencionó anteriormente, se contempla como la alternativa
más rentable la instalación de aeroenfriadores en la planta Universal, para
lo cual se detallan los siguientes valores de inversión:
CUADRO Nº 27
PLAN DE INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO
INVERSIÓN INICIAL
DETALLE COSTO UNITARIO
(INCLUIDO I.V.A.)
CANT.
UNI.
COSTO TOTAL
AEROENFRIADOR DESTILADO #1 $163.131,28 1 $163.131,28
AEROENFRIADOR GASOLINA $163.131,28 1 $163.131,28
AEROENFRIADOR DIESEL #2 $230.680,33 1 $230.680,33
AEROENFRIADOR RESIDUO $325.353,69 1 $325.353,69
INSTALACIÓN PUESTA EN MARCHA $23.021,63 $23.021,63
COSTRUCCION DE SOPORTERIA Y
MONTAJE DE LOS
AEROENFRIADORES
$50314.21 4 $201256.85
DOCUMENTACIÓN TECNICA $1578.48 1 $1578.48
TOTAL $1.108.153,54
Fuente: Investigación Directa. Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
La inversión inicial a realizarse tendrá un valor de $1.108.153,54 (ver anexo Nº 20)
5.1.2 Costo de operación
En el costo de operaciones que se detalla en el cuadro, entran los
materiales de recursos humanos
CUADRO Nº 28
COSTO DE OPERACIONES
COSTO DE OPERACIONES DE PROPUESTA.
TOTAL PRESUPUESTO PARA CAPACITACION
MANEJO DE AEROENFRIADORES 1.276,69
GASTOS VARIO POR CAPACITACION 902,50
TOTAL $2.179,19
Fuente: Levantamiento De Datos.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Los costos de operación en materia de capacitación a los operadores de
la planta Universal, asciende a un valor de $2.179.19, cabe recalcar que
se contempla ese rubro en un numero de 40 horas de capacitación para el
correcto manejo de los equipos.
5.1.3 Inversión total.
La inversión total es igual a la sumatoria de la inversión fija más los
valores de costos de operación, para mejor entendimiento se detalla el
siguiente cuadro a continuación:
Evaluación Económica y Financiera 131
CUADRO Nº 29
CUADRO DE COSTO DE LAS OPERACIONES
INVERSIÓN TOTAL
DETALLE COSTOS PORCENTAJES
INVERSIÓN FIJA $1.108.153,54 99.8%
COSTO DE
OPERACIONES
$2.179,14 0.2%
TOTAL. $1.110.332,68 100%
Fuente: Levantamiento De Datos.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Por tanto luego del análisis de los cuadros anteriores, la puesta en
marcha de los aeroenfriadores en la Planta Universal de la Refinería La
Libertad, asciende a un valor aproximado de $1.110.332,68.
Dicho valor en este proyecto de Tesis se contemplará financiado en un
70% de entidades de crédito bancario Gubernamental, C.F.N.
(Corporación Financiera Nacional), la Tasa de interés del préstamo es del
12%, la cual se cancelara en un plazo de tres años con montos
deducibles a las asignaciones del departamento de Producción, puesto
que por las pocas asignaciones recibidas en la Unidad de Producción es
imposible realizar este proyecto con un financiamiento propio.
5.2 Financiamiento de la Propuesta.
La inversión para la propuesta planteada en el proyecto se efectuará con
un préstamo del 70% solicitado en una institución del sector bancario, la
cual tiene una tasa de interés del 3% trimestral, es decir que anualmente
se cancelará el 12% de interés lo cual se cancelará en 3 años.
Evaluación Económica y Financiera 132
CUADRO Nº 30
FINANCIAMIENTO
DETALLE COSTOS
INVERSIÓN INICIAL $1.108.153,54
CRÉDITO FINANCIADO (C): 70%
INVERSIÓN INICIAL. (C.F.N.)
$775.707,48
Capital propio 30% $332.446,06
Interés anual: 12%
Interés trimestral (i): 3%
Numero de pagos (n): 12
Fuente: Investigación Directa.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
5.2.1 Amortización de la inversión del crédito financiado.
Para que el crédito financiado requerido sea amortizado, se operará de la
siguiente manera:
Pago= C * tasa___
1- (1 + tasa)-n
Pago= $775707.48 * 3%__
1-(1+3%)-12 Pago= -77.929,19
Los pagos a realizarse trimestralmente del crédito realizado para el
financiamiento ascienden a $-77.929,19 de acuerdo a la ecuación de
interés compuesto que se ha utilizado. El cuadro siguiente considera la
amortización del crédito financiado.
Evaluación Económica y Financiera 133
CUADRO Nº 31
AMORTIZACION
Fuente: Datos De Crédito Financiado Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
CUADRO Nº 32
CUADRO DE COSTO DE LAS OPERACIONES
Fuente: Datos De Crédito Financiado
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Luego de ser otorgado el crédito financiado, este genera un interés de
$159.442,8105, hasta el tercer año del inicio de la propuesta.
PERIODO COSTOS FINANCIADOS2011 $83.048,22
2012 $54.348,30
2013 $22.046,29
TOTAL $159.442,81
INTERESES ANUALES DEL CRÉDITO
FINANCIADO
Evaluación Económica y Financiera 134
5.2.2 Balance económico de flujo de caja.
Para determinar los criterios económicos se ha elaborado el flujo de caja,
considerando una vida útil de 5 años, para lo cual se detalla el siguiente
cuadro:
CUADRO Nº 33
BALANCE ECONOMICO
Detalle Nº
trabajadores
Sueldo
Mensual ($)
Meses del
año
Sueldo
anual
Actual 16 1200 12 19.200,00
Propuesta 8 1200 12 9.600,00
Diferencia 8 1200 12 9.600,00
Fuente: Levantamiento De Datos.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
El beneficio económico de la propuesta se plantea de la siguiente manera:
CUADRO Nº 34
BALANCE DE AHORRO DE LAS PÉRDIDAS
Detalle Costo actual de las pérdidas
% Reducción Reducción esperada
Ahorro en reducción de Recurso Humano. 38.400,00 50% 19.200,000
Recuperación de pérdidas de combustible.
162.492,54 80% 129.994,032
Procesamiento ininterrumpido por falla
de agua salada. 306.321,65 90% 275.689,485
TOTAL 687214.19 424.883,517
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Evaluación Económica y Financiera 135
Tomando en cuenta que la Alternativa A se refiere al reemplazo total de
los equipos obsoletos por el equipo de aeroenfriadores.
La alternativa B se refiere al cambio de los enfriadores de agua salada
por nuevos equipos con el mismo principio de enfriamiento por medio del
agua salda para los diversos procesos de enfriamiento de los derivados
de hidrocarburos procesados en la Planta Universal de la Refinería La
Libertad de la EP PETROECUADOR.
CUADRO Nº 35
COSTO DE OPERACIÓN DE PROPUESTA
AÑOS 2011 2012 2013 2014 2015
Recurso Técnico $ 412,23 $ 412,23 $ 412,23 $ 412,23 $ 412,23
Capacitación de
RRHH $ 1.766,91
Gasto por interes $ 83.048,22 $ 54.348,30 $ 22.046,29
Capital de
operación anual $ 85.227,36 $ 54.760,53 $ 22.458,52 $ 412,23 $ 412,23
Costos de operación
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
CUADRO Nº 36
BALACE ECONÓMICO DE FLUJO DE CAJA.
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Inversión fija
inicial -$ 1.110.332,7
Ahorro de las
pérdidas $424.883,50 $446.127,68 $468.434,06 $491.855,76 $516.448,55
Costo de
Operación $85.227,36 $54.760,53 $22.458,52 $412,23 $412,23
Flujo de caja -$ 1.110.332,7 $339.656,14 $391.367,15 $445.975,54 $491.443,53 $516.036,32
TIR 25,43%
VAN $1.537.830,60
BALANCE ECONÓMICO DE FLUJO DE CAJA
DESCRIPCIÓN
PERIODOS
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Evaluación Económica y Financiera 136
El balance flujo de caja anteriormente presentado indica los siguientes
flujos de efectivos:
CUADRO Nº 37 FLUJOS DE EFECTIVOS
2011 $339.656,14
2012 $391.367,15
2013 $445.979,54
2014 $491.443,53
2015 $516.036,32
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
5.3 Evaluación financiera (Coeficiente beneficio/costo, TIR, VAN,
Periodo de recuperación del capital)
Los índices financieros que sustentan la inversión de este proyecto de
tesis son:
Tasa interna de retorno (TIR).
Valor actual neto (VAN)
Periodo de recuperación de la inversión.
5.3.1 Tasa Interna de Retorno (TIR).
Para la realización de estos problemas de matemática financiera, se
utilizó los comandos del programa de cálculo Microsoft Excel (Función
financiera) automáticamente se calcula la Tasa Interna de Retorno (TIR),
la cual es igual a 24.05%, para la comprobación se utiliza la forma para
definir el valor de este indicador económico.
Para el efecto se emplea la siguiente fórmula:
n
i
FP
1
Evaluación Económica y Financiera 137
Donde:
P = Inversión Inicial =$ 1’110.332,68 DOLARES
F = Flujo de caja.
n = Numero de años.
I = Tasa de interés (TIR calculada con funciones de Excel).
CUADRO Nº 38
CUADRO DE INTERPOLACIÓN PARA LA COMPROBACIÓN DEL TIR.
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Luego de la realización de la formula financiera, se puede apreciar los
siguientes resultados mostrados en el cuadro a continuación:
CÁLCULO POR INTERPOLACIÓN PARA DETERMINAR EL TIR.
FLUJO 1 FLUJO 2 INVERSIÓN
INICIAL VAN 1 VAN 2
$1.120.929,42 $1.096.500,14 $1.110.332,70 $10.596,72 -$13.832,56
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito. Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
Evaluación Económica y Financiera 138
La ecuación matemática para obtener la Tasa Interna de Retorno (TIR) es
la siguiente:
TIR = 25% + (1%) (0,43377)
TIR = 25,43%
El cálculo efectuado para obtener el valor de la Tasa Interna de
Retorno (TIR), da como resultado 25.43% que es igual al que se obtuvo
aplicando las funciones financieras de Excel, lo que indica la factibilidad
del proyecto, puesto que supera a la tasa de descuento considerada en
este análisis que es del 12%.
5.3.2 Valor Actual Neto (VAN)
El valor actual neto (VAN) se comprueba, aplicando similar ecuación
financiera que se utilizo para la comprobación de la tasa TIR.
Donde:
P = Valor Actual Neto (VAN)
F = Flujo de caja.
n = Numero de años.
i = Tasa de descuento del 12%
n
i
FP
1
1
21
1
121
VANVAN
VANiiiTIR
156,832.13$72,596.10$
72,596.10$%25%26%25
TIR
Evaluación Económica y Financiera 139
El valor actual neto (VAN) obtenido es de $ 452993.80, es igual al que se
obtuvo con el análisis de las funciones financieras de Excel.
CUADRO Nº 39
COMPROBACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO VAN
Año (n) P F i P
2010 (0) $1.110.332,70
2011 (1) $339.656,14 12% $ 303.264,41
2012 (2) $391.367,15 12% $ 311.995,50
2013 (3) $445.975,54 12% $ 317.436,58
2014 (4) $491.443,53 12% $ 312.331,25
2015 (5) $516.036,32 12% $ 292.812,87
Van1 $ 1.537.830,60
Fuente: Levantamiento De Datos De Crédito.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
5.3.3. Periodo de Recuperación de la Inversión.
Para determinar el tiempo de recuperación de la inversión, se utiliza la
ecuación financiera con la cual se comprobó los criterios económicos TIR
y VAN, considerando como valor de i, a la tasa de descuento del 12%
n
i
FP
1
Evaluación Económica y Financiera 140
CUADRO Nº 40
RECUPERACION DE INVERSION
Año n Inv. inicial F i P P
2010 0 $1.110.332,70
Acumulado
2011 1 $339.656,14 12% $ 303.264,41 $ 303.264,41
2012 2 $391.367,15 12% $ 311.995,50 $615.259,91
2013 3 $445.975,54 12% $ 317.436,58 $932.696,49
2014 4 $491.443,53 12% $ 312.331,25 $1.245.017,73
2015 5 $516.036,32 12% $ 292.812,87 $1.537.830,60
Total 1.537.830,60
Periodos de recuperación del capital aprox. 4 Años
Periodo de recuperación del capital exacto 3.61 Años
Periodo de recuperación del capital exacto 43.32 Meses
Periodo de recuperación del capital exacto 3 8 Años/ meses
Coeficiente Costo/Beneficio 1.39
Fuente: Cuadro De Comprobación Actual Neto.
Elaborado Por: Tlgo. Washington Alvarez Viteri
La recuperación de la inversión se produce entre el tercer y cuarto
periodo anual, en el cual el valor de P acumulado $1.245.017,73 es
superior a la inversión inicial de $1.110.332,70
5.4. Coeficiente Beneficio / Costo.
Para determinar el coeficiente beneficio costo se realiza lo siguiente:
Costo
BeneficioCostoeBeneficioCoeficient /
Evaluación Económica y Financiera 141
El beneficio de la propuesta se refiere al valor actual neto (VAN), que es
igual a $1.537.830,60. El costo de la propuesta está dado por la inversión
inicial requerida que ascienden a $1.110.332,68
Posteriormente, se realiza el cálculo del coeficiente Beneficio costo.
Coeficiente Beneficio / costo = $ 1.3850
El coeficiente Beneficio /costo indica que por cada dólar que se va a
invertir, se recibirá $ 1,38, es decir $ 0.38 de beneficio adicional, lo que
indica la conveniencia de la inversión y la factibilidad para la
implementación de la propuesta.
Resumen de criterios económicos.
El resumen de los indicadores económicos de esta propuesta de inversión
es la siguiente:
Tasa Interna de Retorno
(TIR) = 25.43% > tasa de descuento 12% - ACEPTADO.
Valor Actual Neto
(VAN) = $ 1.537.830,60 > inversión inicial ($1.110.332,70) – ACEPTADO.
Tiempo de Recuperación de la Inversión
(PRI) = 43.32 meses < vida útil propuesta (60 meses) – ACEPTADO.
Coeficiente Beneficio/Costo
(B/C) = 1.39 > 1 – ACEPTADO.
En definitiva los criterios financieros indican la factibilidad y
sustentabilidad de la propuesta.
70,332.110.1$
60,830.537.1$/ CostoeBeneficioCoeficient
Evaluación Económica y Financiera 142
CAPÍTULO VI
PROGRAMACIÓN PARA PUESTA EN MARCHA DE LAS
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN.
6.1 Planificación de actividades para la implementación de la
propuesta.
Para llevar a cabo la planificación de la propuesta, que en este caso es el
análisis del sistema de enfriamiento de los derivados del crudo con
propuesta a la optimización de los procesos productivos en la planta
Universal de la EP Petroecuador Refinería La Libertad, se seguirá los
siguientes pasos:
Solicitud enviada a la empresa financiera para la obtención del
crédito, pagadero a tres años en periodos trimestrales.
A la obtención del activo fijo, se contempla la adquisición de cuatro
aeroenfriadores para cada línea de la planta Universal.
Cambio por reposición vs mantenimiento de los intercambiadores
de calor que usan agua salada por Aeroenfriadores.
Optima instalación de energía para un mejor desempeño de los
aparatos.
Análisis del sistema de control y evaluación previa mediante los
manuales de procedimiento de los Aeroenfriadores.
Planificación del mantenimiento de los nuevos equipos de
Aeroenfriadores.
Generar programas de capacitación del personal operario que
maneja los Aeroenfriadores.
6.2 Cronograma de Implementación.
El cronograma de implementación ha sido elaborado con base en el uso
del programa Microsoft Proyect, bajo la aplicación de la técnica del
diagrama de Gantt, como se representa a continuación.
El diagrama de Gantt, indica que la propuesta deberá iniciar el 15 de
Diciembre del 2010, con la adquisición del crédito para el financiamiento
de la propuesta, teniendo una duración de 90 días laborables, y su fecha
de culminación será el 19 de Abril del 2011, fecha que se implementará
la propuesta, después de haber realizado la adquisición de activos fijos, el
cambio, la evaluación y el control, la planificación de mantenimiento y la
programación de capacitación se pondrá en marcha la implementación de
la propuesta.
El costo total de la propuesta ascenderá a la suma de 1’110.332.68
dólares sumado la inversión fija, los costos de operación y los gastos
financieros que se derivan del crédito.
Programación y Puesta en Marcha 144
GRAFICO Nº 4
DIAGRAMA DE GANTT
Elaborado Por: Tlgo. Washington Álvarez Viteri
Programación y Puesta en Marcha 145
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 Conclusiones
La empresa EP Petroecuador ha presentado problemas en el enfriamiento
de los derivados del petróleo en la planta universal, siendo la principal
problemática las altas temperaturas de sus derivados que son
ocasionados a su vez, debido a la falta de agua salada de enfriamiento
que no puede ser controlado eficazmente por el recurso humano
ocasionando pérdidas al estado en su proceso productivo.
Los principales defectos registrados en los enfriadores está en el
suministro de agua salada ya que por fallas de bombeo, rotura de tuberías
por altas presiones, marea baja, constantes aguajes ocasionan que la
producción de la planta universal de la empresa EP PETROECUADOR
disminuya y por no implantar tecnología apropiada para incrementar la
eficiencia, además de las continuas paralizaciones o reducciones de
carga.
Las pérdidas económicas que han generado por las continuas
paralizaciones, ascienden al monto de $ 424.883,50
La alternativa de solución escogida para mejorar la situación actual,
consiste en la implementación de nuevos aeroenfriadores para de esta
manera evitar las paralizaciones continuas, productos con altas
temperaturas, roturas de tuberías etc.
La solución propuesta beneficiará tanto a la producción al igual que las
pérdidas económicas ocasionadas, reducirá el recurso humano de 16 a 8
trabajadores en el proceso de control, generando un beneficio económico
de $ 9.600 además de incrementar la eficiencia de la producción y los
volúmenes de ventas en un 1.39 % por lo cual la eficiencia de la
propuesta ascenderá a un 50 % con relación a la capacidad teórica y 90
% en relación a la capacidad programada.
La propuesta requiere una inversión inicial de $ 1.110.332,68 que será
recuperada en un período de 4 años, generando una Tasa Interna de
Retorno (TIR) del 25.43% que supera la tasa de descuento con la cual se
compara la inversión de 12% y un Valor Actual Neto (VAN) de $
1.537.830,60 que supera la inversión inicial, por tanto el proyecto se
considera factible.
En definitiva, los indicadores técnicos y económicos del proyecto
indican factibilidad económica.
7.2 Recomendaciones
Se recomienda a la empresa EP PETROECUADOR:
1. Que se considere el proyecto como prioridad urgente para dar
solución a los problemas presentados en la planta universal.
2. Que en el futuro, programe la adquisición de tecnología de punta
que le permita tener una mejor eficiencia en los sistemas de
enfriamiento.
3. Que se automatice el proceso de control para una mejor inspección
y estar constantemente monitoreando desde el panel del control.
Conclusiones y Recomendaciones 147
4. Que se capacite correctamente al personal que va a laborar en
este departamento, para que puedan detectar más rápido el
problema y mejorar así la eficiencia del mismo.
5. Que se de monitoreo y mantenimiento constantes a los nuevos
equipos para prolongar su vida útil.
Conclusiones y Recomendaciones 148
ANEXO Nº 1
ESTRUCTURA DEL AEROENFRIADOR
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
ANEXO Nº 2
ESTRUCTURA INTERNA DEL AEROENFRIADOR
Fuente: Texto curso TYRO Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 150
ANEXO Nº 3
INTERCAMBIADOR DE CALOR DE TUBO Y CARCASA
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 151
ANEXO Nº 4
INTERCAMBIADOR DE CALOR TIPO PLATO
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 152
ANEXO Nº 5
RECURSOS PRODUCTIVOS
Fuente: Manual de operaciones.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
ANEXO Nº 6
TORRE DE FRACCIONAMIENTO.
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 153
ANEXO Nº 7
PLATO DE BURBUJEO
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
ANEXO Nº 8
STRIPPER O DESPOJADORES
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 154
ANEXO Nº 9
DESALADOR
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
ANEXO Nº 10
BOMBA CENTRIFUGA.
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 155
ANEXO Nº 11
VALVULAS
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
ANEXO Nº 12
CONTROL DE TEMPERATURA
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 156
ANEXO Nº 13
CONTROL DE PRESION
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
ANEXO Nº 14
CONTROL DE FLUJO
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 157
ANEXO Nº 15
CONTROL DE NIVEL
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
ANEXO Nº 16
AEROENFRIADORES
Fuente: Texto curso TYRO
Elaborado por: Curso TYRO
Anexos 158
ANEXO Nº 17
LOCALIZACIÓN DE LA REFINERIA LA LIBERTAD
Fuente: Base de datos Refinería La Libertad
Elaborado por: EP Petroecuador
ANEXO Nº 18
UBICACIÓN DE LA EMPRESA.
Fuente: Google earth – internet
Anexos 159
ANEXO Nº 19
PLANTA UNIVERSAL, REFINERIA LA LIBERTAD
Fuente: Levantamiento de datos Refinería La Libertad
Elaborado por: Álvarez Viteri Washington
Anexos 160
ANEXO Nº 20
PROFORMA DE COSTO DE AEROENFRIADORES
Anexos 161
ANEXO Nº 21
ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL DE LA EMPRESA.
Fuente: Intendencia de Operaciones No Catalítica
Elaborado: Washington Álvarez V.
Anexos 162
ANEXO Nº 22
ORGANIGRAMA DEL DEPARTAMENTO DE OPERACIONES DE LA
EMPRESA EP PETROECUADOR REFINERÍA LA LIBERTAD.
Fuente: Intendencia de Operaciones No Catalítica
Elaborado: Washington Álvarez V.
Anexos 163
ANEXO Nº 23
DIAGRAMA DE OPERACIONES DE PLANTA UNIVERSAL
Fuente: Manual de operaciones
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Anexos 164
ANEXO Nº 24
DIAGRAMA DE PROCESO DE PLANTA UNIVERSAL
Fuente: Manual de operaciones
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Anexos 165
ANEXO Nº 25
DIAGRAMA DE FLUJO DE PLANTA UNIVERSAL
Fuente: Manual de operaciones
Elaborado: Superintendencia de Planta
Anexos 166
ANEXO Nº 26
DIAGRAMA DE RECORRIDO DE PLANTA UNIVERSAL
Fuente: Manual de operaciones Elaborado: Superintendencia de Planta
Anexos 167
ANEXO Nº 27
DIAGRAMA DE RECORRIDO DE LA PLANTA UNIVERSAL.
PROCESO DE PRODUCCION
Fuente: Manual de operaciones
Elaborado: Superintendencia de Planta
ANEXO Nº 28
Anexos 168
DIAGRAMA DE RECORRIDO PARA LA OBTENCIÓN DE GASOLINA.
Fuente: Manual de operaciones
Elaborado: Superintendencia de Planta
ANEXO Nº 29
DIAGRAMA DE RECORRIDO PARA LA OBTENCIÓN DE KEROSENE.
Fuente: Manual de operaciones Elaborado: Superintendencia de Planta
Anexos 169
ANEXO Nº 30
DIAGRAMA DE RECORRIDO PARA LA OBTENCIÓN
DE DIESEL OIL Nº2 CV4.
Fuente: Manual de operaciones Elaborado: Superintendencia de Planta
Anexos 170
ANEXO Nº 31
DIAGRAMA DE RECORRIDO PARA LA OBTENCIÓN RESIDUO.
Fuente: Manual de operaciones Elaborado: Superintendencia de Planta
Anexos 171
ANEXO Nº 32
DIAGRAMA DE RECORRIDO PARA LA OBTENCIÓN
DE REFLUJO LATERAL.
Fuente: Manual de operaciones Elaborado: Superintendencia de Planta
Anexos 172
ANEXO Nº 33
DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO ACTUAL DE LA PLANTA
UNIVERSAL
Anexos 173
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Ing. Vicente Zambrano.
Anexos 174
ANEXO Nº 34
DIAGRAMA DE OPERACIONES DEL PROCESO
PUESTA EN MARCHA DEL AEROENFRIADOR EN LA PLANTA
UNIVERSAL
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Ing. Vicente Zambrano.
Anexos 175
ANEXO Nº 35
DIAGRAMA DE ISHIKAWA CAUSA Y EFECTO
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Anexos 176
ANEXO Nº 36
DIAGRAMA DE PARETO
Nº CATEGORIA
1 PROBLEMA LEVE
2-4 PROBLEMAS MEDIOS
5-7 PROBLEMAS SEVEROS
8-10 PROBLEMAS GRAVES
PROBLEMAS FREC FREC ACU FREC% FREACUM
PARALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN 4 4 11,76% 11,76%
PARALIZACIÓN TEMPORAL DE LA PRODUCCIÓN 9 13 26,47% 38,24%
FALTA DE COORDINACIÓN DEPERSONAL DE MANTENIMIENTO 8 21 23,53% 61,76%
SOBRECARGA DE AEROENFRIADORES 6 27 17,65% 79,41%
DESAVASTECIMIENTO DEL FLUIDO ELECTRICO 2 29 5,88% 85,29%
ALTAS PRESIONES EN SISTEMA DE ENFRIAMIENTO CAUSA DESPERFECTO MECANICO EN TUBERIAS 5 34 14,71% 100,00%
TOTAL 34 68 100,00%
Fuente: Levantamiento de datos.
Elaborado: Washington Álvarez Viteri
Anexos 177
BIBLIOGRAFIA
HARRINGTON, H, Mejoramiento de los procesos de la Empresa,
Editorial McGraw-hill Interamericana S.A. Bogotá – Colombia,
1993.
ISHIKAWA KAORU, ¿Qué es el control de la calidad? Editorial
Norma, editado por grupo, 1992.
KAPLN, ROBERT, NORTON DAVID, Cuadro de Mando Integral,
Barcelona 1997.
Ley Orgánica De Contratación Pública, Registro Oficial del 4 de
Agosto del 2008.
MERCADO, Salvador, Compras Principios y Aplicaciones, México
DF 2003.
Manual de Organización y Funciones de Petroindustrial.
Manual de operaciones.
Manual de Propiedad Planta y Equipos.
RICO RUBEN ROBERTO, Calidad Estratégica Total, Ediciones
Macchi, Buenos Aires Argentina, 2001.
ROURI, J Gestión Por Procesos, Biblioteca IESE, de la Gestión de
Empresas, Universidad de Navarra.
TRISCHLER, WILLIAM E, Mejora del Valor Añadido en los
Procesos, Editorial Gestión: 2 2000.
TYRO, TRAIN YOUR REFINERY OPERATORS, Curso Practico
Para Operaciones de Refinerías, Manual de Entrenamiento.
