CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TÍA JUANA
BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO
REV. FECHA DESCRIPCIÓN ELABORADOPOR REVISADO POR APROBADOPOR APROBACIÓNFIRMA DE
0 Ene. 14 EMISIÓN ORIGINALAPROBADA
L. Salazar T. Díaz R. Fuenmayor E. González E. Carrasquero Y. Fernández F. Ortega M. Rodríguez F. Fuenmayor J. Quero S. Vílchez J. Graterol D. Rueda C. Rodríguez
TABLA DE CONTENIDO
1. OBJETIVO...11
2. ALCANCE... 11
3. ALCANCE DEL PROYECTO...11
4. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO...12
5. UBICACIÓN GEOGRÁFICA...12
6. CONDICIONES AMBIENTALES...¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 7. DOCUMENTOS Y PLANOS DE REFERENCIA...13
8. METODOLOGÍA APLICADA...14
9. ESPECIFICACIÓN DE PRODUCTOS Y CAPACIDADES...14
10. LÍMITES DE BATERÍA...17
11. DISCIPLINA PROCESO...17
11.1.UNIDADES DE MEDICIÓN...17
11.2.CÓDIGOS Y NORMAS APLICADAS...19
11.3.BASES DE DISEÑO...21
11.4.CRITERIOS DE DISEÑO...22
11.4.1. Tanques de Almacenamiento Atmosférico...22
11.4.2. Simulación del Proceso y Cálculos Hidráulicos...22
11.4.4. Bombas...27
11.4.5. NPSHD...27
11.4.6. Presión de “SHUT OFF”...28
11.4.7. Intercambiadores de Calor...28
11.4.8. Presión y Temperatura de Diseño...30
11.4.9. Requerimientos de Alivio de Presión...31
11.4.10. Diagramas de Flujo de Procesos (DFP) y Diagrama de Tuberías e Instrumentación (DTI)...31
11.4.11.Identificación de Líneas...32
11.4.12. Identificación de Equipos...33
11.4.13. Sistema Agua Contra Incendio...33
11.4.14. Sistema Espuma Contra Incendio...34
12. DISCIPLINA MECÁNICA...35
12.1.CONSIDERACIONES GENERALES...37
12.2.ALCANCE... 37
12.3.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES...39
12.3.1. Marco Legal Ambiental...42
12.4.SISTEMA DE UNIDADES...42
12.5.CRITERIOS DE DISEÑO...43
12.5.2. Ubicación de Equipos...44
12.5.3. Sistema de Tuberías...44
12.5.4. Presión de Diseño y Temperatura de Diseño...45
12.5.5. Espesor de Tubería...45
12.5.6. Sobre-Espesor por Corrosión en Tuberías...46
12.5.7. Selección y Clasificación de Materiales...46
12.5.8. Rutas de Tuberías...47 12.5.9. Accesorios de Tuberías...47 12.5.10. Válvulas...48 12.5.11. Instalación de Bridas...49 12.5.12. Empaquetadura...50 12.5.13. Espárragos...50
12.5.14. Disposiciones para Expansión y Flexibilidad...50
12.5.15. Conexiones a Ramales...51
12.5.16. Cambio de Especificación...51
12.5.17. Reductores...51
12.5.18. Conexiones para Venteos y Drenajes...52
12.5.19. Puntos de Interconexión...52
12.5.20. Soporte de Tuberías...53
12.5.22. Pruebas Hidrostática al Sistema de Tuberías...54
12.5.23. Pintura y Revestimiento Externo...54
12.5.24. Identificación y Numeración de las Líneas...54
12.5.25. Designación de Servicios para Líneas...55
12.5.26. Identificación y Numeración de las Válvulas...55
12.5.27. Designación del Tipo de Válvulas...55
12.5.28. Tanques Atmosféricos...56
12.5.29. Criterios para la Especificación de Materiales de Fabricación...56
12.5.30. Diseño de la Pared del Tanque...57
12.5.31. Diseño del Fondo del Tanque...58
12.5.32. Diseño del Techo del Tanque...58
12.5.33. Orificios...59
12.5.34. Bombas...61
12.5.35. Bombas Centrifugas...62
12.5.36. Bombas de Desplazamiento Positivo (Reciprocantes y Rotativas)...62
12.5.37. Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa...63
12.5.38. Unidades en Paquetes...64
12.5.39. Sistema de Aire de Instrumentos...65
12.5.40. Sistema Contra Incendios...66
13. DISCIPLINA ELECTRICIDAD...67
13.1.LINEAMIENTOS GENERALES DE DISEÑO...67
13.2.CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES...67
13.3.CONSIDERACIONES GENERALES...69 13.4.ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA...69 13.5.ESTUDIO DE CARGA...70 13.6.DIAGRAMA UNIFILAR...70 13.7.SELECCIÓN DE PROTECCIÓN...71 13.8.DISPOSICIÓN DE EQUIPOS...71 13.9.NIVELES DE TENSIÓN...72 13.10. ALIMENTADORES PRINCIPALES...73
13.10.1. Alimentación Eléctrica de Bombas...73
13.10.2. Iluminación...73
13.10.3. Cables y conductores...74
13.11. CANALIZACIONES...75
13.11.1. Generales...75
13.11.2. Canalizaciones de llegada a los equipos...76
13.11.3. Canalizaciones a la vista...76
13.13. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA...77
13.14. SISTEMA DE CORRIENTE CONTINUA...79
13.15. CLASIFICACIÓN DE ÁREAS...79
13.16. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA...81
13.17. RECOMENDACIONES...82
14. DISCIPLINA CIVIL...82
14.1.CONSIDERACIONES GENERALES...82
14.2.ALCANCE... 82
14.3.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES...84
14.3.1. Normas PDVSA...84
14.3.2. Normas COVENIN...85
14.3.3. Normas INOS...86
14.3.4. Normas MOP...86
14.4.SISTEMA DE UNIDADES...87
14.5.CALIDAD DE LOS MATERIALES...87
14.5.1. Concreto...87
14.5.2. Acero de Refuerzo...88
14.5.3. Acero Estructural...88
14.5.5. Pernos...89
14.5.6. Planchas...91
14.5.7. Soldaduras...91
14.5.8. Láminas de Piso y Rejillas (Grating)...91
14.5.9. Pavimentos de Concreto Asfáltico...92
14.5.10. Drenajes de Aguas de Lluvia y Aguas Hidrocarburadas...92
14.5.11. Recubrimiento...92
14.5.12. Pintura...93
14.5.13. Galvanizado...94
14.5.14. Protección contra Incendio...94
14.5.15. Agregados...94
14.5.16. Tuberías...98
14.6.BASES Y CRITERIO DE DISEÑO...98
14.6.1. Concreto Armado...98
14.6.2. Diseño en Acero Estructural...104
14.6.3. Movimiento de Tierra...105
14.6.4. Drenaje...107
14.6.5. Diseño Geométrico de la Vialidad y Pavimento...111
14.6.6. Bases de Diseño de Arquitectura...113
15. DISCIPLINA INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL...121
15.1.CONSIDERACIONES GENERALES...121
15.2.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES...123
15.3.CRITERIOS DE DISEÑO LOS SISTEMAS DE SUPERVISIÓN, PROTECCIÓN Y CONTROL...126
15.3.1. Criterios generales...126
15.3.2. Criterios específicos...128
15.4.GABINETES DE LOS SISTEMA DE SUPERVISIÓN, PROTECCIÓN Y CONTROL...129
15.5.SISTEMA DE SUPERVISIÓN (IHM)...130
15.6.CRITERIOS DE DISEÑO SISTEMA DE PROTECCIÓN DE ACTIVOS DE PRODUCCIÓN (PAP)... 130 15.7.CRITERIOS DE DISEÑO INSTRUMENTACIÓN DE CAMPO...131
15.7.1. Criterios Generales...131
15.8.SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS...132
15.9.CONEXIÓN DE INSTRUMENTOS...133
15.9.1. Criterios Específicos...134
15.10. VÁLVULAS DE CONTROL, VÁLVULAS MOTORIZADAS, VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIOS...141
15.10.2. Válvulas de Seguridad y Alivio...144
15.10.3. Válvulas Motorizadas...145
15.11. DETECTORES GAS Y FUEGO...145
15.11.1. Detectores de Fuego...145
15.11.2. Detectores de Gas...146
15.12. MONTAJE DE INSTRUMENTOS...146
15.13. CAJAS DE CONEXIÓN...147
15.14. CANALIZACIONES...147
15.14.1. Criterios para el cableado de instrumentos...148
15.14.2. Codificación del cableado...150
16. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN...151
17. PRINCIPIO DE MANTENIMIENTO...151
1. OBJETIVO
Establecer las bases y criterios de diseño, referidas a las disciplinas proceso, mecánica, civil, electricidad e instrumentación, que serán empleadas para el desarrollo de la Ingeniería Básica del proyecto “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE
COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TÍA JUANA”. 2. ALCANCE
El alcance del documento contempla la definición de las bases, criterios de diseño y estándares de ingeniería aplicables para el desarrollo de la Ingeniería Básica del Proyecto:
“CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TÍA JUANA”.
En este documento, se incluye información y aspectos esenciales para la ejecución del proyecto tales como: Ubicación de las instalaciones, condiciones ambientales predominantes en la zona, límites de batería, capacidad de diseño, características de la alimentación y especificaciones de los productos, sistema de unidades a ser utilizado, normas y estándares a considerar, entre otros.
3. ALCANCE DEL PROYECTO
El alcance de este proyecto consiste en diseñar la infraestructura para la recepción, almacenamiento, bombeo, calentamiento y distribución de combustibles líquidos (gasoil, fuel oil y cruda), para el funcionamiento de siete (07) calderas tipo horizontal marca Struthers Termo-Flood de 25 MMBTU/h (10 TON/h a 1500 psig), con combustible dual (gas natural y líquido), a ser ubicadas en la Planta de Vapor D-7.
El diseño contempla:
Sistema de recepción de combustible con todas sus facilidades. Sistema de transporte y almacenamiento de combustible líquido. Sistema de bombeo y envío de líquidos hacia trenes de combustible. Tren de combustible líquido (bombeo y calentamiento).
Sistema de atomización con aire (incluye el diseño de la unidad compresora y del paquete de aire).
Sistema contra incendio para el nuevo diseño (agua y espuma) para la recepción de combustible.
Sistema de alivio y venteo.
4. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
La Gerencia General de la División Costa Oriental del Lago, propone mediante esta ingeniería llevar a cabo la ejecución del proyecto denominado “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE
ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TIA JUANA”, lo que permitirá desarrollar el plan de generación de
vapor mediante el uso de combustibles líquidos, lograr aumentar la producción de los campos en tierra, de Tia Juana y Bachaquero, de 90,4MBPD en el 2010 a 175,97 MBPD en 2016. En abril de 2010 el Comité de Operaciones E&P Gas, giró instrucciones para desarrollar un plan mediante el cual se aumente la capacidad de generación de vapor de las U.P Tia Juana y Bachaquero incorporando calderas y plantas nuevas y quemando combustible líquido como única fuente de energía para la generación de vapor y de esta manera aumentar la generación de vapor promedio anual de 0,95 MMTON a 4,6 MMTON.
Este plan de generación de vapor, se concibe sobre la necesidad de cambiar la matriz energética actual para la generación de vapor, de gas natural a combustible líquido, lo que permitirá incrementar la producción de vapor en las plantas existentes y nuevas, con generadores de última generación, mediante el uso de gasoil, fuel oil y/o cruda.
5. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
La Planta de Vapor D-7 se encuentra ubicada en la Costa Oriental del Lago en el Municipio Simón Bolívar del Estado Zulia. Las coordenadas UTM del sitio se detallan a continuación:
Tabla Nº 1. Coordenadas UTM
NORTE ESTE
6. CONDICIONES AMBIENTALES
A continuación se describen las condiciones ambientales predominantes en la instalación:
Tabla Nº 2. Condiciones Ambientales
Atmósfera: Corrosiva, salina.
Condición Ambiental Humedales, pantanos.
Altitud: +0,000 m sobre el nivel del mar. Nivel del Lago de Maracaibo
Índice Pluviométrico: 6 pulg/mes (152,4 mm/mes)
Temperatura Ambiental Mínima: 82,4 ºF (28 oC)
Temperatura Ambiental Máxima: 104 ºF (40 °C)
Humedad Relativa: 90% Mínimo – 100% Máxima
Velocidad Máxima del Viento: 109,3 pie/s (120 km/h)
Dirección dominante del Viento: Noreste (48 %) – Oeste (31 %)
Zona Sísmica: 3
7. DOCUMENTOS Y PLANOS DE REFERENCIA
Tabla Nº 3. Documentos y Planos de Referencia
Documento/Plano No. Descripción Rev.
AA021201-ZX0D3-GD02001 Documento Solicitud de Oferta (DSO). 1 AA021202-ZX0C3-GD08000 Informe de Ingeniería Conceptual “Adecuación de CalderasStruthers a Sistema de Combustible Dual, Campo Tía Juana y
Tía Juana”.
0 AA021202-EF0C3-GD09000 Informe de Levantamiento en Campo. 0 AA021202-EF0C3-GD09001 Informe de Revisión de Información. 0
AA251002-P0.0C5.PPC5.001
Diagrama de Flujo del nuevo sistema de alimentación de combustible líquido Gasoil a planta de vapor D-7 en campo Tia Juana
B
AA251002-P0.0C5.PPC5.002
Diagrama de Flujo del nuevo sistema de alimentación de combustible líquido Fuel Oil a planta de vapor D-7 en campo Tia Juana
B
23616D05 Steam Generator P&ID 2
23616D06 Burner Fuel Train P&ID 2
23616D07 Fuel Oil Tank & Heater P&ID 2
23616D08 Compressed Air System P&ID 4
Tabla Nº 3. Documentos y Planos de Referencia
Documento/Plano No. Descripción Rev.
S/N Documento Soporte de Decisión 2 (DSD2) 0
8. METODOLOGÍA APLICADA
Para definir las bases y criterios de diseño del proyecto “CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE
ALMACENAMIENTO Y BOMBEO DE COMBUSTIBLE LÍQUIDO PARA CALDERAS STRUTHERS, CAMPO TIA JUANA”, se empleó la metodología que se describe a
continuación:
Revisión de los documentos, planos e información suministrada por PDVSA.
Visita a la planta de D-7, para la recopilación de información relacionada a las condiciones actuales de operación.
Revisión de normas y manuales aplicables al proyecto.
9. ESPECIFICACIÓN DE PRODUCTOS Y CAPACIDADES
Cada una de las calderas STRUTHERS de Planta de Vapor D-7, tienen una capacidad de diseño de 25 MMBTU/H (10 TON/H @ 1500 psig) c/u. El proyecto contempla el suministro de combustible líquido de siete (07) calderas.
Las propiedades de cada uno de los combustibles líquidos (Cruda, Fuel Oil Nº 6 y Gasoil) a ser empleados en las calderas se muestran a continuación:
Tabla Nº 4. Propiedades - Cruda
PROPIEDAD VALOR Viscosidad @ 86º F (30 ºC) (cP) 230 Viscosidad @ 140º F (60 ºC) (cP) <25 Densidad @ 60 ºF (15 ºC) (g/cm3) 0,995 Asfáltenos (% peso) 7,8 Agua (% vol) 0,750
Micro carbón (% peso) 12,80
Cenizas (% peso) 0,089
Sodio (ppm) 13,00
Níquel (ppm) 56,00
Vanadio (ppm) 398,00
Insolubles en n-heptano (% peso) 9,1988
Insolubles en Tolueno (% peso) 0,0075
Tabla Nº 5. Puntos de Ebullición (%Off) ASTM D7169 Crudo Lagunita % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) 0 167,70 16 354,20 32 447,30 48 538,10 64 636,40 1 194,60 17 360,60 33 452,80 49 544,10 65 641,70 2 221,00 18 366,90 34 458,20 50 550,50 66 647,00 3 239,40 19 373,20 35 463,70 51 557,00 67 651,70 4 253,70 20 379,50 36 469,20 52 563,30 68 656,00 5 266,30 21 385,60 37 474,60 53 569,40 69 660,60 6 277,50 22 391,8 38 480,10 54 575,50 70 665,90 7 287,90 23 397,8 39 485,90 55 581,70 71 671,30 8 296,80 24 403,8 40 491,80 56 587,90 72 676,30 9 305,00 25 409,6 41 497,50 57 594,10 73 682,20 10 312,30 26 415,10 42 502,80 58 600,20 74 687,70 11 319,60 27 420,60 43 508,30 59 606,50 75 692,90 12 326,90 28 425,80 44 513,90 60 612,80 76 698,40 13 333,90 29 431,20 45 519,70 61 619,00 77 703,70 14 341,00 30 436,40 46 525,70 62 625,10 78 709,20 15 347,70 31 441,80 47 532,00 63 630,90 79 715,10
Fuente: Información suministrada por PDVSA.
Tabla Nº 6. Propiedades - Fuel oil Nº 6
PROPIEDAD VALOR Densidad Relativa @ 15,6 ºC (60ºF) 0,983 Viscosidad cinemática @ 50 ºC (Cst) 416,00 Viscosidad cinemática @ 100 ºC (Cst) 31,00 Azufre (% peso) 2,60 Asfáltenos (% peso) 6,10 Agua (% vol) 0,25
Micro carbón (% peso) 10,60
Cenizas (% peso) 0,0663
Sodio (ppm) 25,00
Níquel (ppm) 44,00
Vanadio (ppm) 352,00
Insolubles en n-heptano (% peso) 8,1978
Insolubles en Tolueno (% peso) 0,0561
Fuente: Información suministrada por PDVSA en correos del día 14/11/2012 y 28/02/2013,
Tabla Nº 7. Puntos de Ebullición (%Off) ASTM D7169 Fuel oil Nº 6
% Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC)
0 130,70 22 339,60 44 452,80 66 582,40 1 157,60 23 345,20 45 458,20 67 588,50 2 181,60 24 350,70 46 463,80 68 594,70 3 198,30 25 355,90 47 469,30 69 601,00 4 212,20 26 361,40 48 474,90 70 607,60 5 221,80 27 366,80 49 480,60 71 614,20 6 231,20 28 371,60 50 486,70 72 621,20 7 240,50 29 377,00 51 492,80 73 627,90 8 247,00 30 381,80 52 498,60 74 634,40 9 254,70 31 387,00 53 504,20 75 640,80 10 262,60 32 391,80 54 509,80 76 647,30 11 269,60 33 397,00 55 515,70 77 653,10 12 276,60 34 401,80 56 521,60 78 658,50 13 284,70 35 406,70 57 527,80 79 665,20 14 290,90 36 411,60 58 534,10 80 672,10 15 297,40 37 416,50 59 540,00 81 679,10 16 303,80 38 421,40 60 546,00 82 686,40 17 309,80 39 426,30 61 552,30 83 693,40 18 315,50 40 431,40 62 558,50 84 701,00 19 321,70 41 436,60 63 564,60 85 708,10 20 328,10 42 441,80 64 570,40 86 716,40 21 333,20 43 447,40 65 576,30
Fuente: Información suministrada por PDVSA.
Tabla Nº 8. Propiedades - Gasoil (Diesel)
PROPIEDAD VALOR
Gravedad API (60ºF) 31,90
Punto de Inflamación (ºC) 72,00
Viscosidad @ 104 ºF (Cst) 3,8239
Viscosidad @ 122 ºF (SSU) 36,20
Azufre por Rayos X (% peso) 0,473
Ceniza Total (% peso) 0,0017
Número de Cetano 43,10
Índice Diesel 47,10
Carbón con 10% fondo (% peso) 0,040
Agua y Sedimento (% volumen) 0,025
Fuente: Información suministrada por PDVSA.
% Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) % Off Temperatura (ºC) 0 133,10 20 233,60 40 273,50 60 307,00 80 342,80 1 145,20 21 235,60 41 275,50 61 308,90 81 344,70 2 162,30 22 237,50 42 277,60 62 310,60 82 346,50 3 172,00 23 240,10 43 279,50 63 312,20 83 348,90 4 179,50 24 243,10 44 281,20 64 313,90 84 351,30 5 185,70 25 245,80 45 283,00 65 315,60 85 353,70 6 190,90 26 247,80 46 284,90 66 317,00 86 356,10 7 195,60 27 249,70 47 286,80 67 318,30 87 358,20 8 199,30 28 251,30 48 288,10 68 319,80 88 360,70 9 202,50 29 253,30 49 289,50 69 321,60 89 363,70 10 206,70 30 254,70 50 291,50 70 323,40 90 366,60 11 209,80 31 256,40 51 293,60 71 325,10 91 369,50 12 213,30 32 258,80 52 295,30 72 327,00 92 372,60 13 216,20 33 261,30 53 296,70 73 328,90 93 376,30 14 218,60 34 263,40 54 298,10 74 330,60 94 380,20 15 221,30 35 265,30 55 299,90 75 332,10 95 384,50 16 224,10 36 266,90 56 301,70 76 334,20 96 390,00 17 226,80 37 268,90 57 303,00 77 336,40 97 396,50 18 228,80 38 270,80 58 304,10 78 338,60 98 405,90 19 230,90 39 272,10 59 305,30 79 340,60 99 422,80
Fuente: Información suministrada por PDVSA. 10. LÍMITES DE BATERÍA
A continuación se definen los límites de batería del proyecto:
Sistema de recepción de combustible líquido en las cisternas para el recibo, bombeo y trasegado hacia los tanques.
Línea de vapor proveniente del cabezal de vapor de producción (1500 psig).
Punto de interconexión de las líneas de combustible líquido proveniente de cada tren de bombeo y calentamiento independiente a los quemadores de cada una de las calderas. Punto de interconexión de línea de vapor a los quemadores de cada una de las calderas
para la atomización.
Punto de interconexión de línea de vapor al intercambiador de vapor pertenecientes al suministro hacia tren de calentamiento de combustible líquido.
11. DISCIPLINA PROCESO 11.1.UNIDADES DE MEDICIÓN
Se utilizarán las unidades de medida del Sistema Internacional de Medidas (SI). Los diámetros de tuberías y datos técnicos serán indicados en Sistema Inglés. En caso de requerir otra
unidad de medida perteneciente a un sistema diferente, se hará la observación respectiva , según se muestra en la Tabla Nº 10.
Tabla Nº 10. Unidades de Medición
Variable Símbolo Unidad
Volumen pie
3
bbl
Pie Cúbico Barriles Flujo Volumétrico de líquido gpm
BPD
Galones por Minuto Barriles por Día
Flujo Másico lbm/h Libras masa por Hora
Flujo Volumétrico Normales de Gas MMPCED Millones de Pies Cúbicos Estándar por Día
Temperatura ºF Grados Fahrenheit
Presión Manométrica psig Libras Fuerza por PulgadaCuadrada Manométrica Presión Absoluta psia Libras Fuerza por PulgadaCuadrada Absoluta
Longitud pie in, pulg, “ m Pie Pulgada Metro Diámetros de Tuberías y Boquillas in, pulg, “ Pulgadas
Velocidad pie/s Pie por segundo
Densidad lbm/pie3 Libra masa por Pie Cúbico
Tiempo (Dependiendo de la Magnitud)
D h min s Día Hora Minuto Segundo
Viscosidad Dinámica cP Centipoise
Flujo de Calor BTU/h “British Thermal Units” por Hora Radiación BTU/h*pie2 “British Thermal Units” por pie
cuadrado, y por Hora Composición (Molar, Volumétrica o Másica) % Porcentaje Composición (Molar, Volumétrica o Másica) ppm Partes por Millón
Potencia HP Caballo de Fuerza
Para el desarrollo de documentos y planos se hará uso de los siguientes códigos, normas y estándares de diseño:
Tabla Nº 11. Códigos y Normas Aplicadas
CODIGO DESCRIPCIÓN Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA)
L-TP 1.1 Preparación de los Diagramas de Proceso L-TP 1.2 Simbología para Planos de Proceso
L-TP 1.3 Identificación y Numeración de Tuberías de Proceso L-TP 1.5 Calculo Hidráulico de Tuberías
L-TP 1.10 Emisión de Diagramas de Tuberías e Instrumentación
H-251-R Requerimientos de Diseño de Tuberías de Proceso y de Servicio MDP-01-DP-01 Temperatura y Presión de Diseño
MDP-02-FF-03 Flujo en Fase Líquida MDP-02-FF-04 Flujo en Fase Gaseosa
MDP-02-P-02 Principios Básicos. Bombas
MDP-02-P-03 Servicio de Bombeo de Características Críticas MDP-02-P-04 NPSH
MDP-02-P-06 Cálculos en Servicios de Bombeo MDP-02-P-08 Bombas de Desplazamiento Positivo
MDP-05-E-01 Principios Básicos. Intercambiadores de Calor MDP-05-E-02 Intercambiadores de Tubo y Carcasa
MDP-05-F-03 Quemadores
MDP-08-SA-05 Instalación de Válvulas de Alivio de Presión MDP-08-SD-01 Sistemas de Disposición
MDP-09-AI-01 Origen de las emisiones en exploración y producción y en refinerías 90616.1.024 Dimensionamiento de Tuberías de Proceso
90617.1.041 Intercambiadores de Calor de Carcasa y Tubos IR-S-00 Manual de Ingeniería de Riesgos. Definiciones IR-S-01 Filosofía de Diseño Seguro
IR-M-01 Separación entre Equipos e Instalaciones HE-251-PRT Sistemas de Drenaje
Tabla Nº 11. Códigos y Normas Aplicadas
CODIGO DESCRIPCIÓN
IR-M-03 Sistema de Agua Contra Incendio IR-M-04 Sistema de Espuma Contra Incendio
American Petroleum Institute (API)
API RP 2219 Safe Operation of Vacuum Trucks in Petroleum Service API STD 521
Guide for Pressure-relieving and Depressuring Systems: Petroleum petrochemical and natural gas industries-Pressure relieving and depressuring systems
National Fire Protection Association
NFPA 20 Centrifugal Fire Pumps
NFPA 30 Flammable and Combustible Liquids Code
NFPA 31 Standard for the Installation of Oil-Burning Equipment NFPA 85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code
NFPA 15 Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection
NFPA 16 Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water SpraySystems 505 Fire Safety Standard for Powered Industrial Trucks Including Type Designatios
Areas of Use, Conversions, Maintenance and Operation
Otras Normativas Venezolanas
Ley Penal del Ambiente Decreto 638 “Normas Sobre Calidad del Aire y Control de la Contaminación Atmosférica”
Ley Orgánica del Ambiente
Decretos del Ministerio de Ambiente y de los Recursos Naturales (MARN) Resolución 31: Normas para el Control y Disposición de Efluentes Líquidos Norma COVENIN 1649 “Chimeneas y Ductos.
Decreto 883: “Normas para la Clasificación y Control de la Calidad de los Cuerpos de Agua y Vertidos o Efluentes Líquidos”
Otras Especificaciones
Gas Processors Suppliers Association 6526 (GPSA) Engineering Data Book Volume I. 12th Edition
El suministro de combustibles líquidos a la planta D-7, se realizará a través de camiones cisternas con capacidad de 189 BBL. A futuro se prevé recibir cruda y fuel oil a través de poliductos, el diseño planteado en esta ingeniería deberá contemplar las facilidades correspondientes.
El sistema de recepción de combustible, deberá estar diseñado para cinco (5) conexiones, sin embargo, solo podrá ser descargado un camión cisterna a la vez.
Se considerará un sistema de bombeo correspondiente al trasegado (recibo de combustible), en función a los tiempos de reposición de combustible en los tanques de almacenamiento, requeridos en el proceso.
La capacidad de los tanques de almacenamiento ha sido establecida como premisa para la ejecución del proyecto (dos tanques de1.500 BBL c/u), en este sentido se realizará el cálculo de la autonomía de los mismos, en función al máximo consumo requerido en la planta.
Se considera el almacenamiento de combustible líquido (fuel oil, cruda o gasoil), en cualquiera de los tanques. El almacenamiento de combustible será a condiciones atmosféricas.
Las propiedades de los combustibles líquidos a ser empleados, fueron suministradas por PDVSA y se encuentran indicadas en el punto 9 de este documento.
Los consumos de combustible por caldera son: 125 BPD para los combustibles gasoil y fuel oil Nº 6 y 162,5 BPD para la cruda (información suministrada por PDVSA).
Se deberá contemplar un sistema de bombeo a través de bombas booster, para incrementar las condiciones de presión de succión de las bombas de combustible hacia cada quemador. El diseño deberá contemplar una bomba de respaldo.
Para el caso de fuel oil, se deberá diseñar un sistema de calentamiento para ubicar el punto de fluidez de la bomba booster, debido a su alta viscosidad a condiciones atmosféricas. Se debe contemplar un sistema de calentamiento para los combustibles fuel oil y cruda,
según los requerimientos del quemador. Para el caso de arranque del proceso, se deberá diseñar un calentador eléctrico.
Los requerimientos de servicios industriales necesarios para abarcar el proceso que será diseñado en este proyecto son:
o Sistema de aire comprimido para atomización.
o Energía eléctrica, para la alimentación de los equipos de procesos, servicios, sistemas de control e iluminación.
o Espuma para control y extinción de incendios.
o Vapor para el sistema de calentamiento (intercambiadores de calor).
o Vapor para la atomización en el quemador de las calderas el cual provendrá del separador de media presión (150 psig) ubicado en la planta.
o Facilidades para el manejo de drenajes abiertos que son los que aplican de acuerdo a la clasificación de los combustibles
o Se diseñará el sistema de alivio y venteo necesario para llevar los alivios que se generen en el sistema a un sitio seguro, lo que implica además de las válvulas de alivio, tuberías y cabezales de alivio que se requieran.
11.4.CRITERIOS DE DISEÑO
11.4.1. Tanques de Almacenamiento Atmosférico
El almacenamiento de combustible líquido, se realizará en dos (2) tanques de 1.500 BBL c/u (capacidad nominal) a condiciones atmosféricas, lo que implica una capacidad de almacenamiento de 3.000 BBL.
Todos los tanques tendrán una válvula de alivio de presión/vacío diseñada en base a las normas API Standartd 2000. Adicionalmente, en los tanques se prevé: (1) Un arresta-llamas integrado a la válvula de alivio de presión/vacío y (1) Una válvula de venteo de emergencia. Se indicaran los niveles de operación para el control y supervisión de los tanques, a través de instrumentos de nivel.
11.4.2. Simulación del Proceso y Cálculos Hidráulicos
Para realizar el balance de masa y energía se utilizará el simulador PIPEPHASE 9.0, dichas simulaciones están representadas en condiciones de estado estacionario.
El balance de masa y energía se realizará a las condiciones de máximo flujo del proceso. Se simularán los tres (3) combustibles líquidos (cruda, fuel oil Nº 6 y gas oil) requeridos
para la alimentación en las calderas, sin embargo, el dimensionamiento de tubería estará determinada por el caso más crítico.
Se empleará la correlación de Vásquez como modelo termodinámico para estimar las propiedades PVT y las condiciones de transporte serán estimadas empleando la correlación de Moody.
Se considerarán las condiciones atmosféricas en la zona, para estimar las corrientes asociadas a la recepción de productos a través de cisternas.
La capacidad de los camiones cisternas se establece en 189 BBL.
Las características de los combustibles líquidos a usar para la simulación de procesos fueron suministradas por PDVSA y están indicadas en el punto 9 de este documento.
La capacidad de las bombas de trasegado de combustible líquido a los tanques de almacenamiento será de 220 gpm mínimo.
La temperatura de salida de los calentadores eléctricos y de los calentadores de vapor de los trenes de alimentación de combustible líquido a las calderas será determinado según los requerimientos establecidos en la norma MDP-05-F-03 Quemadores.
Se requiere a la entrada del quemador de las calderas un caudal de 125 BPD para los combustibles gas oil y fuel oil Nº 6 y 162,5 BPD para la cruda (información suministrada por PDVSA).
Los requerimientos de temperatura a la salida de los tanques de almacenamiento de combustible serán mínimo 125 ºF para el fuel oil, según información suministradas por PDVSA en correo enviado el día 14/11/2012. Será determinado ubicando el punto de fluidez de la bomba booster considerando un diámetro de tubería apropiado para el proceso.
Se considerará un calentador eléctrico cercano a la entrada de los quemadores para garantizar la temperatura requerida.
Los planos preliminares de rutas de tuberías del sistema de combustible líquido a instalar en la planta, emitidos por la disciplina mecánica, se utilizarán para identificar los arreglos mecánicos, detalles de longitud y elevaciones necesarios para construir los modelos en PIPEPHASE 9.0.
La configuración del modelo en PIPEPHASE será tipo “liquid”, aplicándose como método de cálculo el de segmentación calculada con algoritmo de red por “Balance de Presiones”. Se utilizarán las correlaciones de flujo de Moody para fluidos monofásico.
La rugosidad considerada para las tuberías nuevas será de 0,0018 pulgadas y con eficiencia de flujo del 100%.
El flujo de diseño a considerar para el cálculo hidráulico de las tuberías relacionadas con las bombas de trasegado, booster y de alimentación de combustible líquido a las calderas corresponden a la capacidad de diseño de las bombas.
11.4.3. Dimensionamiento de Tuberías
Los criterios de diseño a utilizar para el dimensionamiento de las tuberías de líquido serán los indicados en la norma de diseño PDVSA 90616.1.0.24 “Dimensionamiento de Tuberías de Proceso” y la norma PDVSA L-TP 1.5 “Cálculo Hidráulico de Tuberías”.
La velocidad máxima recomendada para diseño en las tuberías viene dada por la ecuación:
100 d V Donde:
Vd = Velocidad máxima recomendada para diseño en las tuberías (pie/s)
= Densidad del fluido a condiciones de operación (lbm/pie3)
La velocidad máxima recomendada para diseño en las tuberías no debe nunca la velocidad de erosión, dada por la ecuación:
160 e V Donde:
Ve = Velocidad de Erosión (pie/s)
= Densidad del fluido a condiciones de operación (lbm/pie3)
Los criterios hidráulicos para líquidos son los siguientes:
Tabla Nº 12. Criterios Hidráulicos para Líquidos
Criterios Hidráulicos para Líquidos
Tipo de Servicio P (psi/100 pie) V (pie/s)
Recomendación General: 4 5 – 15
Flujo Laminar: 4 4 – 5
Flujo Turb: Densidad de Líquido, lbm/pie3
100 50 20 4 4 4 5 – 8 6 – 10 10 – 15
Criterios Hidráulicos Succión de Bomba
P (psi/100 pie) V (pie/s)
Líquido Hirviente: 0,4 2 – 6
Tabla Nº 12. Criterios Hidráulicos para Líquidos
Criterios Hidráulicos para Líquidos Criterios Hidráulicos Descarga de Bomba
P (psi/100 pie) V (pie/s)
0 – 250 gpm 4 6 – 8
250 – 700 gpm 4 8 – 10
> 700 gpm 2 10 – 15
TUBERÍA PARA AGUA
P (psi/100 pie) V (pie/s)
Servicio General: 1,5 2 - 16 Diámetro, pulgadas 1 2 4 6 8 10 12 16 20 y mayores 2 – 3 3 – 4,5 5 – 7 7 – 9 8 – 10 10 – 12 10 – 14 10 - 15 10 - 16
Drenaje y Succión de Bomba 5 - 10
Descarga de Bomba 5 – 10
Tuberías para Aguas para Refinerías 2,5 2 – 5
Agua de Enfriamiento 2 12 – 16
Del Condensador 3 - 5
Fuente: PDVSA L-TP 1.5 Calculo Hidráulico de Tuberías
Según la norma PDVSA 90616.1.024 “Dimensionamiento de Tuberías de Proceso”, las caídas de presión recomendadas son:
Tabla Nº 13. Caídas de Presiones Recomendadas
Servicio Perdida Friccional de Carga Hidrostática(pie del líquido/100 pies de tubería) Notas
Agua 1 – 2
Hidrocarburo 1 – 3
Bomba centrifuga Verifique el NPSH
Disponible: 6 pies/s Velocidad Máxima
Succión 1 – 3
Descarga 2 – 4
Fuente: 90616.1.024 Dimensionamiento de Tuberías de Proceso
Adicionalmente, deben considerarse los siguientes criterios de velocidad:
Tabla Nº 14. Criterios de Velocidad
Criterios de Velocidad para Líquidos
DESCRIPCIÓN VELOCIDAD (pie/s) AGUA
Diámetro Nominal (pulg) 2 o menor 3 a 10 10 a 20
Succión de bomba 1 a 2 2 a 4 3 a 6
Cabezal de descarga (largo) 2 a 3 3 a 5 4 a 6
Conexiones de descarga (corta) 4 a 9 5 a 12 8 a 14
Alimentación de Caldera 4 a 9 5 a 12 8 a 14
Drenajes 3 a 4 3 a 5
-Aguas Negras Inclinadas - 3 a 5
-HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
Succión de bomba 1,5 a 2,5 2 a 4 3 a 6
Cabezal de descarga (largo) 2,5 a 3,5 3 a 5 4 a 7
Conexiones de descarga (corta) 4 a 9 5 a 12 8 a 15
Drenajes 3 a 4 3 a 5
-HIDROCARBUROS VISCOSOS
Succión de Bomba - -
-Viscosidad Mediana - 1,5 a 3 2,5 a 5
Alquitrán y aceites combustibles - 0,4 a 0,75 0,5 a 1
Descarga (corta) - 3 a 5 4 a 6
Drenajes 1 1,5 a 3
11.4.4. Bombas
Las bombas a ser instaladas serán diseñadas de acuerdo a lineamientos establecidos en la Norma PDVSA MDP–02–P–02 “Principios Básicos”:
La presión de succión de la bomba se calculará como la presión de operación del recipiente de succión más la diferencia total de presión entre el nivel de referencia en el recipiente y el nivel de referencia de la bomba. La diferencia de presión total se estimará tomando en cuenta la diferencia de alturas, las pérdidas por fricción y el cabezal de aceleración en el caso de bombas reciprocantes.
La presión máxima de succión se estimará como la presión de operación máxima del recipiente de succión más la diferencia de altura entre el nivel de líquido alto en el recipiente y el nivel de referencia de la bomba 600 mm (2 pies) en unidades de presión. La caída de presión por fricción en la línea de succión no se considerará en este cálculo debido a que se supone que la condición de presión máxima de succión ocurre cuando el flujo a través de la bomba es cero, con la válvula en la descarga cerrada.
11.4.5. NPSHD
Los cálculos del NPSH disponible (NPSHD) de la bomba se calcularán según lo establece la Norma PDVSA MDP–02–P–04 “NPSH”.
Cuando el NPSHD calculado es mayor de 7,6 m (25 pies), se especificará un valor mínimo de 7,6 m (25 pies) en vez del valor real.
La presión de vapor se determina a la temperatura normal de bombeo.
El NPSH disponible se calculará con la siguiente ecuación mostrada en la Norma PDVSA MDP–02–P–06 “Cálculos de Servicios de Bombeo”:
g g ccion Plíneadesu H NPSH c c S d 144
En su defecto, el NPSH disponible se calculará convirtiendo el margen de presión a cabezal:
g g P P NPSH C C v d 1 144 Donde: NPSHd: NPSH Disponible (pie)∆P: Caída de presión (psi)
g: Aceleración de gravedad igual a 32,2 pie/s2
gc: Constante dimensional igual a 32,2 lbm.pie/lbf.s2
c: Densidad del líquido bombeado a condiciones de operación (lbm/pie3)
P1: Presión de succión de la bomba (psia)
Pv: Presión de vapor del líquido a las condiciones de proceso (psia).
11.4.6. Presión de “SHUT OFF”
Según lo establece la norma PDVSA MDP–02–P–02 “Principios Básicos”, la presión de “SHUT-OFF” de la bomba se empleará para definir la presión de diseño y es la suma de la presión de succión máxima y la presión diferencial máxima. La máxima presión diferencial para bombas centrifugas normalmente ocurre a flujo cero (Shut Off) y se asume que es 120% del diferencial nominal, basado en la máxima densidad absoluta prevista para el fluido. La máxima presión de descarga de una bomba de desplazamiento positivo está determinada por el ajuste de la válvula de seguridad a la descarga. Esta presión de “SHUT-OFF” deberá confirmarse con los datos del fabricante.
11.4.7. Intercambiadores de Calor
Los intercambiadores de calor a ser instalados serán diseñados de acuerdo a lineamientos establecidos en la Norma PDVSA MDP–05-E-01 “Principios Básicos. Intercambiadores de Calor” y norma PDVSA MDP-05-E-02 “Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa”.
La presión de diseño será la máxima presión de operación anticipada más 10% ó 25 psig, cualquiera que sea mayor. La mínima presión de diseño será de 30 psig.
Las temperaturas de diseño de los lados caliente y frío de un intercambiador se determinarán independientemente en base a consideraciones de proceso y usando los siguientes criterios:
o Para intercambiadores que operan a temperaturas entre 32 ºF y 750 ºF, la temperatura de diseño debe definirse como la máxima temperatura de operación esperada más 25 ºF. o La mínima temperatura de diseño del metal de los intercambiadores de calor deberá ser
igual a la mínima temperatura de operación esperada. Se consideraran los arranques, paros o despresurización y temperaturas fuera de las condiciones normales de operación, cualquiera que sea menor.
Las boquillas de los intercambiadores que no sean de fabricación estándar, como por ejemplo los intercambiadores de doble tubo, son del mismo tamaño de la línea a la cual están conectadas. Debido a consideraciones de velocidad y caída de presión, el tamaño de líneas y boquillas es usualmente más crítico en los servicios de vapor que en los de líquido. La pérdida de presión permitida para el lado de los tubos y el lado de carcasa será establecida según lo indicado en la siguiente tabla:
Tabla 15. Caída de Presión Permisible para Servicio Gaseoso de
Intercambiadores de Calor de Carcasa y Tubo
Servicio ΔP (psi)
Gases y Vapores (Alta Presión) 5-10
Gases y Vapores (Baja Presión) 2-5
Líquidos 10-25
Requerimiento Especial: corriente del lado de la carcasa 5-10
Fuente: MDP–05–E–01 “Intercambiadores de Calor. Principios Básicos”
Para el cálculo de la transferencia de calor en los intercambiadores de calor se tiene la siguiente ecuación básica, que rigen la transferencia de calor de los fluidos, según norma PDVSA MDP-05-E-01 “Principios Básicos. Intercambiadores de Calor” y norma PDVSA MDP-05-E-02 “Intercambiadores de Calor de Tubo y Carcasa” y el Gas Processors Suppliers Association 6526 (GPSA) East 60th Street Tulsa GPSA Engineering Data Book Volume I. 12th Edition: Calor transferido. e O A DTM U Q Donde:
Q: Calor transferido (BTU/h).
Uo: Coeficiente Global de Transferencia de calor basado en el área externa de la superficie del metal (BTU/h pie2 ºF).
A: Área externa de la superficie del metal a través del cual ocurre la transferencia de calor (pie2).
DTMe: Diferencia de temperaturas medias logarítmicas entre los fluidos calientes y frío (ºF). Los calentadores eléctricos serán diseñados según los requerimientos de calor establecidos en el proceso de acuerdo a las simulaciones realizadas. Se considerará una caída de presión de 1 psi del paso del fluido a través del mismo.
11.4.8. Presión y Temperatura de Diseño
Para definir las condiciones de diseño de tuberías y equipo se considerarán los criterios establecidos en la Norma PDVSA MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”. Estos criterios se mencionan a continuación:
La presión de diseño de equipos a presión, recipientes y tuberías, deberá cumplir con lo siguiente:
Tabla Nº 16. Presión de Diseño
Presión de Operación Máxima (POM) (psig) Mínima Presión de Diseño (psig)
< 247 POM + 25 psig
247 – 580 110 % de POM
581 – 1160 POM + 58 psig
> 1160 105 % de POM
Fuente : PDVSA MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”
La presión máxima de operación (POM) corresponderá a un 5% por encima de la presión normal de operación.
La presión de diseño para cualquier sección de tubería debe ser igual a la presión máxima que se puede desarrollar como resultado de una falla de una válvula de control, bloqueo de una bomba o del cierre inadvertido de una válvula, más el cabezal estático.
Para tuberías sujetas a presión por bloqueo de bombas y no protegidas por sistema de alivio, se considerará la presión de succión máxima de la bomba más el 120% del diferencial de presión normal de la bomba.
La temperatura de diseño recomendada para equipos de acuerdo a la Norma MDP–01– DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño” es la siguiente:
Tabla Nº 17. Temperatura de Diseño
Temperatura Normal de Operación (ºF) Temperatura de Diseño (ºF)
Entre 0 ºF y 752 ºF Temperatura Normal Operación + 50 ºF (10ºC) Encima de 752 ºF Temperatura Máxima de Operación Por debajo de 0 ºF Temperatura Mínima de Operación
Fuente: MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”
Para temperaturas de operación normal de 150 ºF o mayores, se considerará aislamiento para seguridad del personal.
Para tuberías con aislante externo, la temperatura de diseño del metal se estimará como la temperatura máxima del fluido contenido en la tubería.
Para componentes de tuberías sin aislante (externamente) y sin recubrimiento (internamente), la temperatura de diseño se establecerá como la máxima temperatura del fluido contenido en la tubería, reducida en los siguientes porcentajes:
Tabla Nº 18. Temperatura de Diseño del Metal
Componente DT, % de T
Tubería, accesorios para soldar y válvulas 5 Bridas de línea y accesorios con brida 10
Fuente: MDP–01–DP–01 “Temperatura y Presión de Diseño”
Los diseños usarán más frecuentemente un 10% de reducción, tal como se aplica a bridas de tuberías sin aislante.
Para tuberías con recubrimiento y aislamiento interno, la temperatura de diseño del metal para cada componente se debe basar en la experiencia de diseños anteriores o temperaturas calculadas teóricamente.
11.4.9. Requerimientos de Alivio de Presión
Los dispositivos de alivio requeridos en el proceso a instalar en la planta D-7, serán diseñados en función de las contingencias aplicables según la norma API STD 521 “Guide for Pressure-relieving and Depressuring Systems: Petroleum petrochemical and natural gas industries-Pressure relieving and depressuring systems”
Las cargas de alivio generadas en las bombas reciprocantes recircularan a la entrada de las mismas.
Los tanques de almacenamiento tendrán una válvula de alivio de presión/vacío diseñada en base a la norma API Standartd 2000.
11.4.10. Diagramas de Flujo de Procesos (DFP) y Diagrama de Tuberías e Instrumentación (DTI).
La simbología y notación de los equipos así como la información presentada en los Diagramas de Flujo de Proceso y en los Diagramas de Tubería e Instrumentación estará de acuerdo con lo establecido en las normas: PDVSA L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de Proceso” Rev.
3, la norma PDVSA L-TP 1.2 “Simbología para planos de Proceso” y la norma PDVSA L-TP 1.3 “Identificación y Numeración de Tuberías”.
En el Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) se presentará en forma tabulada la siguiente información: número de la corriente, descripción de la corriente, flujo volumétrico, temperatura de operación, presión de operación, densidad, viscosidad absoluta, estado físico, gravedad específica y calor específico.
11.4.11. Identificación de Líneas
Las tuberías nuevas asociadas al diseño, serán identificadas según la Norma PDVSA L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de Procesos” y la Norma PDVSA L-TP 1.3 “Identificación y Numeración de Tuberías”, tal como se muestra a continuación:
Campos:
Donde:
Campo (1): Hasta siete caracteres numéricos, alfabéticos o alfanuméricos que indiquen el nombre de la Planta/Unidad. En caso que el nombre de la planta contenga guiones, los mismos deben ser omitidos; es decir, debe escribirse el nombre de la planta corrido.
Campo (2): Hasta tres dígitos que identifican el código de la sección o sistema.
Campo (3): Un dígito que identifica el número de tren. Debe colocarse cero si no existe tren. Campo (4): Diámetro Nominal (DN) de la tubería en milímetro (mm) o tamaño nominal de tubería (NPS por sus siglas en inglés) en pulgadas (”), según fue diseñado.
Campo (5): Hasta dos dígitos que indiquen el código de identificación del servicio de la tubería, se representa por una o dos letras.
Campo (6): Tres dígitos que identifican número consecutivo de cada servicio desde 001 hasta 999.
Campo (7): Código del material de la tubería, se usa para definir los materiales de construcción de tuberías, válvulas y accesorios.
11.4.12. Identificación de Equipos
Los equipos nuevos a instalar en la planta de vapor serán identificados según la Norma PDVSA L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de Procesos”. El sistema para identificar y numerar equipos de proceso será como sigue:
Campos:
Donde:
Campo (1): Uno a siete caracteres numéricos, alfabéticos o alfanuméricos que indiquen el nombre de la Planta/Unidad. En caso que el nombre de la planta contenga guiones, los mismos deben ser omitidos; es decir, debe escribirse el nombre de la planta corrido.
Campo (2): Hasta tres dígitos que identifican el código de la sección o sistema.
Campo (3): Un dígito que identifica el número de tren. Debe colocarse cero si no existe tren. Campo (4): Uno a dos letras indicando el código del equipo.
Campo (5): Número consecutivo del equipo, abarcando del 01 al 99.
Campo (6): Una o dos letras para mostrar duplicado de equipos. Por ejemplo, cuatro (4) equipos idénticos y con la misma función A/B/C/D.
El código de identificación de la planta/unidad y de sección o sistema, indicados en el campo 1 y 2 respectivamente, dependerá de las listas de plantas y secciones definidas por cada organización.
11.4.13. Sistema Agua Contra Incendio
Los requerimientos de agua contra incendio para los tanques, se determina considerando las tasas de aplicación establecidas en la Norma PDVSA IR-M-03 “Sistema de Agua Contra Incendio” las cuales toman en cuenta la separación entre equipos, el tipo de riesgo presente y la naturaleza de los productos involucrados.
Las tasas de aplicación que se utilizan para determinar los requerimientos de agua contra incendio sobre los equipos son:
Tabla Nº 19. Requerimientos de agua contra incendio sobre equipos.
Equipo Consideraciones Tasa de Aplicación
Tanques de Almacenamiento Atmosférico
Aplicación de agua de enfriamiento al
tanque incendiado 0,20 gpm/pie2 Aplicación de agua de enfriamiento a
tanques adyacentes 0,10 gpm/pie2 Bombas de Trasegado Aplicación de agua para monitoreshidrantes de agua-espuma 0,10 gpm/pie2
Bombas Booster Aplicación de agua para monitores
hidrantes de agua-espuma 0,10 gpm/pie2 Área de Descarga de Cisternas Aplicación de agua para monitoreshidrantes de agua-espuma 0,10 gpm/pie2
Trenes de Combustible Líquido (área de intercambiadores de calor, calentadores eléctricos de
arranque y bombas de transferencia de combustible
Aplicación de agua para monitores
hidrantes de agua-espuma 0,10 gpm/pie2
El diseño hidráulico de la nueva red principal del sistema contra incendio, establecerá la presión de operación de las bombas.
Los diámetros de tuberías serán seleccionados en función de los cálculos hidráulicos y se deberá garantizar una presión mínima de 80 psig, según Norma PDVSA IR-M-03, en el punto hidráulicamente más desfavorable de la red.
Se establecerá una fuente limitada de alimentación del sistema contra incendio, constituida por un tanque de almacenamiento diseñado con capacidad para suplir el mayor evento durante un tiempo mínimo de seis (6) horas, según norma IR-M-03 “Sistemas de Agua Contra Incendio” incluyendo las perdidas propias del sistema, más el volumen muerto de dicho tanque.
Los tanques de almacenamiento de agua contra incendio fueron diseñados conforme a las especificaciones PDVSA F-201 “Atmospheric Storage Tanks” y API STD 650 “Welded Steel Tanks for Oil Storage”.
La velocidad del agua en las tuberías principales de la red de distribución tendrá un límite superior de 10 pies/s según lo establece la norma PDVSA IR-M-03.
El diseño y selección de las bombas para el sistema contra incendio, se realizará según lo establecido en la especificación PDVSA GA-203-R “Bombas Centrífugas Contra Incendios”
y en la Norma NFPA 20 “Centrifugal Fire Pumps”, el cual dispone de dos (2) bombas jockey en línea para mantener presurizado el sistema (una en operación y otra en espera) y un mínimo de dos (2) grupos de bombeo accionados por sistemas motrices diferentes.
El sistema de bombeo accionado por motor eléctrico está formado por cuatro (4) bombas (dos (2) Principales y dos (2) Jockey) y el sistema de bombeo accionado por motor diesel consta de una (1) bomba, ésta servirá de respaldo, a fin de garantizar el 100% de la capacidad de diseño en caso de mantenimiento de una bomba o falla eléctrica, tal como lo establece la especificación PDVSA IR-M-03 “Sistema de Agua Contra Incendio”.
11.4.14. Sistema Espuma Contra Incendio
Para el diseño del sistema de espuma, se debe garantizar los valores de presión obtenidos en cada uno de los dispositivos, bajo las condiciones de flujo requerido.
La temperatura óptima del agua para lograr una adecuada generación de espuma, está entre 4 ºC y 37,8 ºC (40 ºF y 100 ºF). Temperaturas fuera de este rango, podrán reducir la eficiencia de la espuma.
Se requiere que el agua para los sistemas de espuma, esté exenta de inhibidores de corrosión, químicos desmulsificantes, hidrocarburos u otros productos que pudiesen crear efectos negativos en la formación ó estabilidad de la espuma.
El tipo de concentrado de espuma a utilizar es espuma de película acuosa AFFF (aqueous film-forming foam), la cual es compatible con el tipo de riesgo a proteger.
El paquete proporcionador de espuma a instalar será del tipo proporcionador de presión balanceado y estará compuesto de proporcionadores de espuma, bombas de concentrado de espuma y de un tanque de concentrado de espuma.
El tanque de almacenamiento de concentrado y equipos asociados se ubicarán en un lugar accesible y seguro en relación al riesgo protegido.
El número y capacidad de los proporcionadores de espuma estará acorde a los requerimientos, ubicación y exigencia de los equipos y áreas a proteger.
La bomba de concentrado de espuma deberá ser de desplazamiento positivo y su capacidad será calculada sobre la base de la contingencia de mayor demanda. Este valor será multiplicado por un factor de seguridad de 1,2.
De acuerdo a las recomendaciones de los fabricantes, la presión de descarga de la bomba de concentrado de espuma deberá ser de 25 psig por encima de la presión de descarga de
las bombas de agua contra incendio. Esto permite la operación normal del sistema de espuma.
La capacidad del tanque de concentrado de espuma deberá estar calculada en base a la contingencia de mayor proporción y al tiempo mínimo de aplicación, según las normas NFPA 11, NFPA 16 y PDVSA IR-M-04.
El número mínimo de cámaras de espuma requeridas variará de acuerdo al diámetro del tanque establecido.
El número de hidrantes a instalarse, dependerá del requerimiento de agua establecido en la sección de la instalación. Puede suponerse que de un hidrante exterior típico se obtendrá un flujo de 185 gpm por cada boca de descarga a una presión de 100 psig. Por razones de seguridad en el uso de mangueras la presión de descarga del hidrante no debe ser mayor de 100 psig.
Los monitores fijos son dispositivos que permiten la aplicación de agua-espuma para combate de incendios, que pueden ser puestos rápidos en operación sin necesidad de conectar mangueras. Estarán dotados con boquillas del tipo chorro-niebla con capacidad mínima de 500 gpm a una presión de 100 psig. En la ubicación de estos dispositivos, se debe tomar en cuenta el alcance del chorro de descarga a la presión de entrada, velocidad y dirección del viento.
Las tasas de aplicación que se utilizan para determinar los requerimientos de espuma contra incendio sobre los equipos son:
Tabla Nº 20. Requerimientos de agua contra incendio sobre equipos.
Equipo Consideraciones AplicaciónTasa de
Tanques de Almacenamiento
Atmosférico Aplicación de espuma al tanque incendiado 0,10 gpm/pie2 Bombas de Trasegado Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2
Bombas Booster Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2
Área de Descarga de Cisternas Aplicación de espuma para rociadores 0,10 gpm/pie2
Trenes de Combustible Líquido (área de intercambiadores de calor, calentadores eléctricos de
arranque y bombas de transferencia de combustible
12. DISCIPLINA MECÁNICA
12.1.CONSIDERACIONES GENERALES
El diseño de las tuberías y equipos estará basado en la información mostrada en los diagramas de flujo de procesos (DFP´s), diagramas de tuberías e instrumentación (DTI´s), lista de equipos principales, dimensionamiento de equipos y líneas principales, además de las bases y criterios de diseño generados por la Disciplina Procesos, y las especificaciones técnicas, planos suministrados por el suplidor o fabricante de los equipos en caso de que existan.
12.2.ALCANCE
Los trabajos mecánicos a ser ejecutados durante el desarrollo del proyecto comprenden las siguientes actividades:
Procura, ensamble e instalación de los siguientes trenes de combustible por cada caldera: - Tren de combustible líquido (Gasoil, Fuel-Oil No. 6 y Cruda) con calentador eléctrico. - Tren de atomización (Aire – Vapor).
- Sistema de recirculación de combustible líquido.
Diseño, procura, instalación y puesta en marcha del sistema de bombeo, filtrado y calentamiento para la alimentación de combustible líquido a los quemadores, incluyendo filtrado y calentamiento. Este sistema estará conformado por:
- Procura e instalación, de dos (02) bombas bcp o Tornillo horizontales, sistema booster de alimentación de combustible líquido (Fuel-oil N°6, Cruda y gas oil) a las calderas, con todos sus accesorios incluyendo su respectiva base. Estas bombas deben ser capaces de manejar un caudal de 36 GPM (1232 BPD) como mínimo, con un T D H de 100 ft., para combustible Fuel oil N° 6 con viscosidad entre 400 y 500 Cp a 90°F, cruda con una viscosidad entre 230 y 25 Cp a 86 ºF y gas oil con viscosidad entre 3 y 6 Cp, a 86º F. Un sistema de trenes de bombeo y calentamiento de combustible líquido (Fuel-Oil N°6,
Gasoil y Cruda) desde los cabezales de descarga de las Booster a los trenes de bombeo de alimentación de combustible independiente. A su vez para el calentador de combustible es necesario:
- Cálculo y diseño del sistema de calentamiento de combustible conformado por un intercambiador de calor eléctrico para el arranque y un intercambiador con vapor para la operación normal. Se debe contemplar la instalación en este sistema de trampas de vapor para recolección del condensado.
- Tuberías y accesorios de interconexión entre las trampas y las líneas.
- Diseño, fabricación y ubicación de botas recuperadoras de condensado con sus respectivas conexiones de succión y descarga.
Diseño y construcción del sistema de recibo y almacenamiento del combustible liquido para alimentación hacia las calderas Struthers, incluye:
- Diseño y la construcción de dos (02) tanques cilíndricos, metálicos, atmosféricos, para almacenamiento de fuel oíl, gas oil o Cruda de 1500 bbl c/u.
- Procura e instalación de dos (2) bombas BCP, para el trasegado de los camiones de abastecimiento de combustible líquido Fuel oil, gas oil y Cruda a los tanques de almacenamiento, con todos sus accesorios incluyendo su respectiva base. Estas bombas deben ser capaces de manejar un caudal de 220 GPM como mínimo, con un T D H de 100 ft, para combustible Fuel oil N° 6 con viscosidad entre 400 y 500 Cp a 90°F, cruda con una viscosidad entre 230 y 25 Cp a 86 ºF y Gas oil con viscosidad entre 3 y 6 Cp.
- Diseño, especificación, e instalación de los diferentes sistemas de tuberías para el llenado de los tanques y la alimentación de combustibles para las calderas.
- Diseño del sistema de descarga para el llenado de los tanques.
Construcción e instalación del Sistema Contra Incendio en el área de almacenamiento de combustible líquido, según lo establecido en las normas PDVSA Manual de Ingeniería de Riesgos (MIR), IR-M-03 “Sistema de Agua Contra Incendio” y la norma IR-M-04 “Sistema de Espuma Contra Incendio”. Esta actividad comprende como mínimo, los siguientes equipos: - Hidrantes: Es una toma de agua contra incendio diseñada para proporcionar un caudal
considerable en caso de incendio.
- Monitores: Los monitores fijos son dispositivos que permiten la aplicación de agua/espuma para combate de incendios, que pueden ser puestos rápidamente en operación sin necesidad de conectar mangueras.
- Sistema de Agua Pulverizada. Estos sistemas fijos de agua contra incendio, se usan comúnmente en la protección de equipos de proceso y estructuras, tanques y recipientes de líquidos y gases inflamables, equipos eléctricos y equipos rotativos.
- Sistemas Fijos de Espuma: Este método de aplicación consiste básicamente en una o más cámaras de espuma instaladas en las paredes de los tanques. Las cámaras se
interconectan mediante una o más tuberías de distribución de solución agua–concentrado, la cual es suministrada por un Paquete proporcionador de espuma.
- Diseño de la red de tuberías del Sistema Contra Incendio, que incluye el sistema de bombas, tuberías y accesorios.
Suministro e instalación de un paquete de aire comprimido para el suministro de aire para atomización del combustible líquido e instrumentos. El paquete de aire estará compuesto sin limitarse a ello por lo siguientes equipos:
- Una unidad compresora con un caudal aproximado 640 scfm a 124.7 psig., tipo tornillo, pistón lubricado o tipo Scroll sin lubricación estos deben ser accionados por motor eléctrico y montados sobre un Skid, una (01) unidad de secado de aire tipo frigorífico, con sus respectivo prefiltro y post filtro, un (01) recipiente de aire seco para instrumentos, instrumentación, paneles de control, tuberías, cables y demás accesorios.
- Presiones de operación regulables a valores intermedios 8.6/7.0/4.0 bar (Máxima, media, mínima).
12.3.NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES
El diseño de las instalaciones se realizará de acuerdo a las Normas PDVSA y los Códigos y Estándares Internacionales. En general el orden de precedencia de los documentos referenciales para diseño será como se indica a continuación:
Normas PDVSA.
Códigos y Estándares Internacionales.
En caso de existir ambigüedad o contradicciones entre dos o más normas, guías o códigos, éstas serán consultadas y acordadas con PDVSA. Todas las referencias hechas a códigos, normas y/o especificaciones deberán corresponder a la última versión, incluyendo todos los suplementos utilizados. Se consideraron las siguientes normas:
Tabla Nº 21. Códigos y Normas Aplicables
DESCRIPCIÓN CÓDIGO
Normas Nacionales Petróleos de Venezuela
Separación entre Equipos e Instalaciones PDVSA IR-M-01 Ubicación de Equipos e Instalaciones con relación a Terceros PDVSA IR-M-02
DESCRIPCIÓN CÓDIGO Manual de Ingeniería de Riesgos: Definiciones. PDVSA IR-S-00
Filosofía de Diseño Seguro PDVSA IR-S-01
Guías de Seguridad en Diseño PDVSA 90622.1.001
Criterios para el Análisis Cuantitativo de Riesgos. PDVSA IR-S-02
Preparación de Diagramas de Proceso PDVSA L-TP-1.1
Identificación de Equipos, Tuberías de Proceso E Instrumentos PDVSA L-TP-1.3
Listado de Tuberías PDVSA L–TP1.11
Materiales para Tuberías PDVSA H-221
Piping Material Specifications – Line Class Index PDVSA HB-202 Process and Utility Piping Design Requirements PDVSA H-251 Selección y Especificaciones de Aplicación de Sistemas Protectivos de
Pintura PDVSA O-201
Piping and Pipe Bends. PDVSA H-223
Requisitos para Fabricación de Tuberías. PDVSA H-231-PRT Criterios de Diseño de Soportes para Tuberías PDVSA HG-251 Criterio de Diseño de Esfuerzo de Sistemas de Tuberías. PDVSA HG-252-PRT Pressure Vessel Design and Fabrication Specification PDVSA D-211
Atmospheric Storage Tanks. PDVSA F-201
Bombas Centrífugas PDVSA GA-201
Bombas Centrífugas Contra Incendio PDVSA GA-203
Bombas de Desplazamiento Positivo PDVSA GA-202
Intercambiadores de Calor de Carcasa y tubos 90617.1.041
Shell and Tube Heat Exchange Equipment. PDVSA EA-201-PR
Specifying Package Units PDVSA L-TP-2.2
Skid Mounted Assemblies PDVSA PA-201-P
Pruebas Hidrostáticas y Neumáticas para Sistemas de Tubería. PDVSA PI-02-08-01
Radiografía Industrial PDVSA PI-02-02-01
Revestimiento para Tuberías PDVSA CPV-M-E-08000
Mangas Termocontractiles para Protección de Juntas y/o Reparaciones
de Revestimientos de Tuberías Metálicas PDVSA EM-04-11/01 Ensayo de Líquidos Penetrantes Visibles Removibles con Solvente PDVSA PI-02-05-01
Especificación de Soldadura PDVSA PI-06-01-01
Accesibilidad y Espacios para Válvulas PDVSA 10605.1.750 Despeje Requerido para un Hombre Promedio PDVSA 1065.1.760
DESCRIPCIÓN CÓDIGO
Normas Internacionales
ASME: American Society of Mechanical Engineers
Process Piping ASME B31.3
Gas Transmission and Distribution Piping Systems ASME B31.8
Power Boilers ASME – Sección I
Unifield Inch Screw Threads ASME B1.1
Pipe Threads General Purpose ASME B2.1
Gray Iron Pipe Flanged and Flanged Fittings Class 25,125 and 250 ASME16.1 Pipe Flanged and Flanged Fittings NPS ½ through NPS 24 ASME16.5 Forged Stell Fittings, Socket-Welding and Threaded ASME B16.11 Metallic Gaskets for Flanges: Ring Joint, Spiral-Wound and Jacketed ASME B16.20 Nonmetallic Flat Gaskets for Pipe Flanges ASME B16.21
Buttwelding Ends ASME B16.25
Valves-Flanged, Threaded and Welding Ende ASME B16.34 Large Diameter Steel Flanges:NPS 26 Through NPS 60 ASME B16.47 Square, Hex, Heavy Hex, and Askew Head Bolts and Hex, Heavy Hex,
Hex Flange, Lobed Head, and Lag Screws (Inch Series) ASME B18.2.1 Nuts for General Applications: Machine Screw Nuts, Hex, Square, Hex
Flange, and Coupling Nuts (Inch Series) ASME B18.2.2
Process Piping ASME B31.3
Welded and Seamless Wrought Steel Pipe ASME B36.10M
Specification for Horizontal End Suction Centrifugal Pumps for
Chemical Process ASME B73.1-2001
API: America Petroleum Institute
Welded Steel Tanks for Oil Storage API-STD-650
Shell-and-Tube Heat Exchangers API-660
Specification for Filed Welded Tanks for Storage of Production Liquids API 12D Venting atmospheric and low-pressure storage tanks (non refrigerated
and refrigerated)
API-STD-2000
Specification for line pipe API-SPEC-5L
Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries
API-610 Positive Displacement Pumps-Reciprocating API-674
Positive Displacement Pumps-Rotary API-676
ASTM : American Society for Testing and Materials
Standard Specifications for Structural Steel A36
DESCRIPCIÓN CÓDIGO Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping
Applications
A105 Seamless Carbon Steel Pipe for High Temperature Service A106
Alloy Steel Bolting A193
Carbon and Alloy Steel Bolts A194
Standard Specification for Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy Steel for Moderate and High Temperature Service.
ASTM A234
NFPA: National Fire Protection Association
Flammable and Combustible Code. NFPA-30
Standard for the Prevention of Furnace Explosions/Implosions in
Multiple Burner Boilers NFPA-8502
Standard on Heat Recovery Steam Generator Systems NFPA-8506
TEMA: Tubular Exchanger Manufacturers Association
12.3.1. Marco Legal Ambiental
A continuación se mencionan las normas y decretos de obligatorio cumplimiento que sustentan el marco legal ambiental aplicable:
Ley Orgánica del Ambiente, 1979. Ley Penal del Ambiente, 1992.
Decreto 2.212 “Normas Sobre Movimiento de Tierra y Conservación Ambiental”.
Decreto 2.219 “Normas para regular la afectación de los recursos naturales renovables asociada a la explotación y extracción de minerales”.
Decreto Nº 1.257 del 13 de Marzo de 1996. “Normas sobre Evaluación Ambiental de Actividades Susceptibles de Degradar el Ambiente”.
Decreto Nº 638 de fecha 26 de Abril de 1995, Normas sobre la Calidad del Aire y Control de la Contaminación Atmosférica.
Ley Orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo (LOPCYMAT).
12.4.SISTEMA DE UNIDADES
La unidad de medida de este proyecto es el sistema métrico (Metro/Kg/Seg). Se exceptúa del uso del referido sistema, los diámetros de las tuberías, dimensiones de boquillas, tamaño de válvulas y otros elementos relacionados con tuberías, incluyendo tolerancia de corrosión; los cuales se indicaran según la norma ASME (pulgadas).
