Lineamiento Tecnico Calentadores a Fuego Directo DCO-SCM-LT-006[1]

DIRECCIÓN CORPORATIVA DE OPERACIONES SUBDIRECCION DE COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTO

LINEAMIENTOS PARA LA ESTANDARIZACIÓN DE

COMPONENTES Y PRACTICAS DE MANTENIMIENTO EN

CALENTADORES A FUEGO DIRECTO

Clave: DCO-SCM-LT-006

Fecha: 06/06/2007

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Hoja: Página 1 de 291

PETRÓLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN CORPORATIVA DE OPERACIONES

SUBDIRECCION DE COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTO


COMPONENTES Y PRACTICAS DE MANTENIMIENTO EN CALENTADORES A FUEGO DIRECTO






Fecha: 06/06/2007

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Í N D I C E

NUMERO DESCRIPCIÓN PÁGINA

1 Antecedentes, 4

2 Objetivo. 4

3 Ámbito de aplicación. 5

4 Definiciones 5

5 Estructura del documento. 7

6 Lineamientos. 9

6.1 LI-01.-Lineamiento para la homologación de componentes que conforman el calentador a fuego directo.

9

6.2 LI-02A.-Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo de tiro natural.

17

6.3 LI-02-B.- Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo que cuenten con pre-calentador de aire.

19

6.4 LI-02-C.- Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los hornos de pirolisis.

21

6.5 LI-03 A.- Instrumentación mínima para protección con la que deben contar los calentadores a fuego directo de tiro natural.

22

6.6 LI-03 B.- Instrumentación mínima para protección con la que deben contar el sistema de precalentamiento de aire de los calentadores a fuego directo.

24

6.7 LI-03 C.-Instrumentación mínima para protección con la que debe contar los hornos de pirolisis.

25

6.8 LI-04.-Lineamientos para la entrega de calentadores de fuego directo para su inspección y/o mantenimiento.

27

6.9 LI-05.- lineamientos para recepción de calentadores a fuego directo por personal de operación posteriores a una inspección y/o mantenimiento.

31

6.10 LI-06A.-Lineamientos para inspección de calentadores durante su operación

36

6.11 LI-06B.- Lineamiento para inspección de calentadores fuera de operación.

41

7 Disposiciones transitorias. 45

8 Sección de actualizaciones y cambios. 46






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NUMERO DESCRIPCIÓN PÁGINA

9 Sección de Autorizaciones. 47

10 Anexo 1: Soporte técnico normativo. 49

11 Anexo 2: Listas de verificación. 211

11.1 LV-01.-Listas de verificación de los componentes de los calentadores.

212

11.2 LV-02A.-Lista de verificación de instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo de tiro natural.

229

11.3

LV-02B.-Lista de verificación de instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo que cuenten con pre-calentador de aire..

231

11.4 LV-02-C.- Lista de verificación de instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los hornos de Pirolisis.

234

11.5 LV-03-A.- Instrumentación mínima para protección con la que deben contar los calentadores a fuego directo de tiro natural.

236

11.6 LV-03-B.-Instrumentación mínima de protección que debe tener el sistema de precalentamiento de aire.

239

11.7 LV-03-C.-Instrumentación mínima para protección con la que deben contar los hornos de pirolisis.

241

11.8 LV-04.-Lista de verificación para entrega de calentadores a fuego directo a inspección y /o mantenimiento.

244

11.9 LV-05.-Lista de verificación para recepción de calentadores a fuego directo después de su inspección y/o mantenimiento.

247

11.10 LV-06A.-Lista de verificación para inspección de calentadores en operación

254

11.11 LV-06B.-Lista de verificación para inspección de calentadores en operación.

264

12 Anexo 3: DTI´s de referencia. 271

13 Anexo 4: Lógica de referencia de los sistemas de protección.

285






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1.- ANTECEDENTES: Los calentadores a fuego directo son el medio por cual se suministra energía a los procesos, lo que los caracteriza por uso intensivo de la energía, definiendo el desempeño energético y ambiental de la planta de la que forma parte, también inciden de manera determinante en la confiabilidad de una planta, ya que una falla de estos equipos además de ocasionar un paro no programado de la planta con sus consecuentes pérdidas de producción, puede llevar a graves consecuencias como daño al personal y a las instalaciones. Con la finalidad de asegurar que todos los calentadores a fuego directo existentes en las instalaciones de Petróleos Mexicanos cumplan con la normatividad nacional e internacional en materia de seguridad así como de coadyuvar a que la operación y mantenimiento de estos equipos sea lo más eficiente y segura posible, se emite el presente lineamiento denominado: “Lineamientos para la estandarización de componentes, prácticas de mantenimiento en calentadores a fuego directo” Este lineamiento tiene como objetivo homologar la infraestructura así como también las prácticas de inspección, operación y el mantenimiento de los calentadores a fuego directo. El presente lineamiento esta soportado en la normatividad tanto nacional como internacional así como los mejores prácticas tanto de ingeniería, mantenimiento y operación aplicadas en las instalaciones de Petróleos Mexicanos.

2.- OBJETIVO: El objetivo de este lineamiento es establecer los requisitos mínimos que se deben cumplir en los calentadores a fuego directo en cuanto a:

Componentes que lo forman y sus características.

Instrumentación de medición y control.

Arquitectura básica del sistema de paro de emergencia.

Actividades a efectuar durante la entrega de un calentador a fuego directo para su inspección y/o mantenimiento.

Actividades a efectuar durante la recepción de un calentador a fuego directo por personal de operación posterior a su inspección y/o mantenimiento.

Actividades de inspección que se deben efectuar a los calentadores a fuego directo en operación y fuera de operación.






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3.- AMBITO DE APLICACIÓN. Estos lineamientos aplican para todos los calentadores a fugo directo existentes en las instalaciones de Petróleos Mexicanos de los tipos:

Calentadores de tiro natural.

Calentadores con Sistema de Precalentamiento de Aire y tiro balanceado.

Hornos de Pirolisis. 4- DEFINICIONES. Algunos de los términos empleados en el presente lineamiento se definen a continuación: Calentador a fuego directo (CAFD): Los calentadores a fuego directo, son equipos de la industria de refinación y petroquímica, en los que se transfiere el calor liberado por la combustión controlada de un combustible a un fluido de proceso con el fin de incrementar su temperatura o modificar su estado físico para alcanzar a la salida del calentador las condiciones de proceso requeridas para llevar a cabo una operación de separación, reacción o calentamiento. La función principal de un calentador a fuego directo es suministrar la energía requerida por el proceso. Los calentadores utilizan como fuente de energía combustible gaseoso, líquido ó ambos (dual), estos combustibles son a menudo producidos como un subproducto de los procesos. Los tamaños de los calentadores varían considerablemente, dependiendo principalmente de la capacidad de la planta, de su integración energética y del tipo de carga. Clasificación ó tipo de calentadores a fuego directo: Los calentadores a fuego directo se clasifican, de acuerdo a su estructura, en calentadores tipo caja ó calentadores tipo cilíndricos, y de acuerdo a la posición de los tubos de radiación los calentadores pueden ser: calentadores caja horizontal, calentadores caja vertical, calentadores cilíndrico vertical o calentadores cilíndrico helicoidal. De acuerdo al tiro, los calentadores se clasifican en: Calentadores de tiro natural, calentadores de tiro forzado ó calentadores de tiro balanceado. De acuerdo al combustible utilizado en su operación los calentadores podemos referirnos a calentadores de gas combustible, calentadores de combustóleo ó calentadores duales.






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Componentes principales de los calentadores: Los componentes principales de los calentadores a fuego directo, son: a) Quemadores. Dispositivos para efectuar la mezcla del combustible y el aire para realizar la combustión. b) Serpentín. Conjunto de tubos y conexiones por donde circula el fluido de proceso a través del calentador. c) Sección de radiación. La zona del calentador en la cual el calor es transferido a los tubos principalmente por radiación. d) Puente. Es la sección del calentador a la salida de la sección de radiación y antes de la entrada a la sección de convección. e) Sección de convección. Es la zona del calentador en la cual la transferencia de calor a los tubos se realiza principalmente por convección. f) Chimenea. Conducto vertical usado para descargar los gases de combustión a la atmósfera. g) Refractario. Concreto, ladrillo y aislamiento térmico del calentador h) Soportes. Son dispositivos utilizados para fijar los tubos dentro del calentador. i) Cubierta externa. Es la envolvente metálica externa al calentador. Corriente de fluido: Es la sustancia en estado liquido o gas o bien combinación de ambas que se va a calentar. Paso. Un "paso” es el banco de tubos consecutivos a través del cual el fluido viaja desde el punto en que entra al calentador, hasta que abandona el calentador. Así, por ejemplo, en un calentador de dos pasos, el fluido se dividiría en dos hileras de fluido a la entrada, fluyendo en forma separada a través de su banco respectivo de tubos de una forma paralela. Un calentador de dos pasos con 32 tubos, por ejemplo, tendría 16 tubos en cada hilera. Si el mismo calentador fuera de cuatro pasos, habría cuatro hileras de flujo de 8 tubos cada una. Tubería de entrada: Se refiere al primer tubo, a través de la cual el fluido pasa después de entrar al calentador. Un calentador de dos pasos deberá tener dos tuberías de entrada, un calentador de cuatro pasos, cuatro tuberías de entrada. Tubería de salida. Se refiere al último tubo por el cual fluye el fluido, antes de abandonar el calentador.

Temperatura en el puente: (Bridgewall): Esta temperatura es el equilibrio de la temperatura del gas o la temperatura residual de los gases, después de que han sido enfriados al transferir su calor por radiación principalmente. Esta temperatura es medida en el punto donde los productos de la combustión entran a la sección de convección.






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Tiro: El término "tiro" se refiere a la diferencia de presión entre el interior del horno y la atmósfera, la cual tiende a empujar o jalar el aire, combustible y gases de combustión, a través del calentador. El tiro usualmente es medido en milímetros (o pulgadas) de columna de agua. Exceso de aire: El aire de combustión provisto en exceso de la cantidad teóricamente requerida para la completa combustión. El exceso de aire se denota normalmente como un porcentaje de una cantidad de aire teóricamente requerida. Eficiencia. La eficiencia en base al proceso se define como la relación de calor absorbido por el flujo de fluido (duty) con respecto al calor liberado por el combustible. La eficiencia en base al combustible (ή) es definida como la relación del calor disponible en los gases de combustión, con respecto al poder calorífico (LHV) del combustible. Se calcula de manera aproximada restando a la unidad la fracción del calor liberado que se pierde al ambiente a través de las paredes del equipo (qp), menos el calor residual contenido en los gases de combustión que se envían a la atmósfera, como una fracción del calor liberado (qg) ή= (1- qp- qg). Densidad de transferencia de calor (Flux rate o Flux density): Es la relación entre el calor absorbido total de la sección de radiación y la superficie total de calentamiento de la sección de radiación. Generalmente es expresado en KCal/h-m2. (Btu/h-ft2 ). 5.- ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO. En el apartado no. 6 “Lineamientos” se encuentran los seis lineamientos que componen el presente documento los cuales son:

LI-01.-Lineamiento para la homologación de componentes que conforman el calentador a fuego directo.

LI-02A.-Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo de tiro natural.

LI-02-B.- Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo que tengan pre-calentador de aire.

LI-02-C.- Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los hornos de pirolisis.

LI-03A.-Instrumentación mínima de protección con la que debe contar los calentadores a fuego directo de tiro natural.

LI-03 B.- Instrumentación mínima para protección con la que deben contar el sistema de precalentamiento de aire de los calentadores a fuego directo.

LI-03 C.-Instrumentación mínima para protección con la que debe contar los hornos de pirolisis.

LI-04.-Lineamientos para la entrega de calentadores de fuego directo para su inspección y/o mantenimiento.






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LI-05.-Lineamiento para la recepción de calentadores a fuego directo posterior a su inspección y/o mantenimiento.

LI-06A.-Lineamientos para inspección de calentadores durante su operación.

LI-06B.- Lineamiento para inspección de calentadores fuera de operación. Los siete primeros lineamientos (LI-01, LI-02A, LI-2B, LI-2C, LI-03A, LI-3B y LI-03C) tienen como objetivo establecer los requisitos en cuanto a componentes mínimos que deben contar los calentadores existentes, para el cumplimiento con la normatividad nacional e internacional en materia de seguridad y protección ambiental, así como la aplicación de buenas prácticas de ingeniería que coadyuven a que la operación y mantenimiento de estos equipos sea lo más eficiente y segura posible. Las modificaciones que se lleven a cabo en los calentadores resultado de la aplicación de estos lineamientos deben cumplir con la aplicación de los procedimientos de administración al cambio. Los procedimientos operativos y de inspección existentes en los organismos subsidiarios deben contemplar todas las actividades establecidas en los lineamientos LI-04, LI-05, LI-06A y LI-06B, quedando bajo responsabilidad de quien elabora estos procedimientos, requisitos específicos propios de la subsidiaria y/o centro de trabajo, así como establecer las frecuencias de ejecución por actividad en función de los análisis de registros históricos de desempeño del equipo. En el anexo 1. Soporte técnico normativo, se establecen las referencias de la normatividad y/o buenas prácticas bajo las cuales se sustenta la aplicación del lineamiento. En este soporte se establecen en algunos casos los detalles para la aplicación del lineamiento. En el anexo 2. Se establecen las listas de verificación de la aplicación de estos lineamientos.






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6.-LINEAMIENTOS. 6.1.- LI-01.-LINEAMIENTO PARA LA HOMOLOGACION DE COMPONENTES QUE CONFORMAN EL CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO.

No. Descripción Soporte (página)

Lista de verificación

(página)

1.1.1 Quemadores

1.1.1-1 Los quemadores deben ser de alta eficiencia, bajo NOx y con atenuador de ruido

50 212

1.1.1-2 El quemador debe contar con facilidades para la inspección y mantenimiento

50 212

1.1.1-3 Cada quemador debe de contar con un manómetro para indicar la presión del combustible.

51 213

1.1.1-4 En caso de combustóleo, se debe contar con un manómetro en cada quemador para indicar la presión del vapor de atomización

52 213

1.1.1-5

Los quemadores deben de tener un piloto por cada quemador. El material del piloto debe ser resistente a la corrosión, erosión y a la temperatura a la que este expuesto

52 214

1.1.1-6 La flama del piloto debe ser estable, regularse manualmente y el piloto debe permanecer encendido durante la operación del calentador.

53 214

1.1.1-7

El sistema de encendido de los pilotos debe ser como mínimo semiautomático a base de un encendedor eléctrico portátil o sistema de bujía fija.

54 214

1.1.1-8 Para calentadores con quemadores a piso, el claro mínimo del piso al punto más cercano del registro del quemador debe ser de 2.058 m.

54 214

1.1.2 Serpentín – Tubos

1.1.2-1 En calentadores con multipasos los serpentines deben ser simétricos térmica e hidráulicamente

55 214

1.1.2-2 Los tubos de los serpentines deben ser tubos sin costura y fabricados de acuerdo a especificación ASTM

55 214

1.1.2-3 La sección de tubos escudo debe de contar con 3 hileras de tubos lisos antes de la sección de tubos con superficie extendida

56 214

1.1.2-4

El material y espesor de los tubos escudo (tubos lisos) debe ser el mismo que el de los tubos de radiación, cuando correspondan al mismo servicio

56 214

1.1.2-5 Para calentadores que operen con combustible líquido ó dual, los tubos de superficie extendida deben de ser pernados.

57 215

1.1.2-6 No se aceptan uniones soldadas de materiales disímiles 58 215

1.1.3 Soportes

1.1.3-1 Cuando se queme combustóleo, todos los soportes deben ser recubiertos con 51 mm de espesor de concreto refractario.

58 215

1.1.4 Refractario

1.1.4-1 El recubrimiento refractario debe ser provisto con juntas de expansión 59 215






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1.1.4-2 El piso de todos los calentadores debe ser aislado con un arreglo de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente y con concreto refractario de respaldo

59 215

1.1.4-3 Las paredes escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo, deben ser aisladas con concreto refractario aislante

60 215

1.1.4-4

Las paredes que no están escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo y se tenga una temperatura de servicio mayor a 1038° C y quemado vertical, deben ser aisladas con una pared compuesta de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente, y concreto refractario y/o ladrillo aislante como recubrimiento de respaldo

61 215

1.1.4-5 Las paredes laterales de la sección de convección cuando se queme gas o combustóleo, deben ser aisladas con concreto refractario aislante

61 215

1.1.4-6

Todos los ductos que manejen gases de combustión después de la salida de la sección de convección de los calentadores, incluyendo los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire, deben ser aislados con concreto refractario aislante

62 216

1.1.4-7

Los calentadores con tubos verticales localizados al centro de la sección de radiación con quemado lateral y que quemen solamente gas deben utilizar en la sección de radiación módulos de fibra cerámica.

62 216

1.1.5 Chimenea

1.1.5-1 La chimenea debe contar con plataformas, escaleras, barandales y puertos de muestreo

63 216

1.1.5-2

La altura de la chimenea debe cumplir con lo siguiente: a) Debe ser mayor a 32 m sobre nivel del piso terminado, b) Mayor en 5 metros a la de las estructuras cercanas y c) Altura requerida por el estudio de dispersión de contaminantes.

63 216

1.1.5-3 El último tramo de la chimenea (1.5 m) debe ser de acero inoxidable (A 176 TP 410)

64 216

1.1.6 Reguladores de tiro

1.1.6-1

Los reguladores de tiro deben ser accionados con actuadores neumáticos regulables con electroposicionador y con un accionador hidráulico manual como opción ante la falla neumática, incluyendo un sistema de accionamiento hidráulico desde el nivel de piso

64 216

1.1.7 Plataformas y escaleras

1.1.7-1 Se debe contar con plataformas y/o escaleras marinas para propósitos de inspección de de-coquizado

65 217

1.1.8 Misceláneos

1.1.8-1 No se permite el uso de conexiones roscadas antes del primer bloqueo para tomas de instrumentos, para el caso de los termopozos estos deben ser del tipo bridado.

65 217

1.1.8-2 El calentador debe contar con las conexiones y accesorios necesarios para realizar el de-coquizado.

65 217






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1.1.8-3 Las superficies expuestas a la intemperie se deben proteger con pintura.

66 217

1.1.8-4 Los calentadores deben contar con puertas de limpieza en las paredes laterales de la sección de convección.

67 217

1.2.1 Sopladores de hollín

1.2.1-1 Todos los calentadores que utilicen combustóleo en su operación deben contar con sopladores de hollín. Los sopladores de hollín deben ser automáticos, secuenciales y totalmente retractiles

68 217

1.2.1-2 Los sopladores de hollín deben de arreglarse de manera que verticalmente cubran no más de dos hileras (camas de tubos) hacia arriba y dos hacia abajo

68 218

1.2.1-3 Los sopladores de hollín deben de arreglarse de manera que horizontalmente cubran un radio máximo de 1.2 m

69 218

1.2.1-4 El mecanismo de los sopladores de hollín debe de ser a prueba de polvo

69 218

1.2.1-5 Cada soplador debe tener una estación de botones de paro y arranque local con gabinete acorde a la clasificación eléctrica del área.

70 218

1.2.2-1 Los calentadores a fuego directo con carga térmica mayor a 50 MMBtu/h, deben contar con un sistema de precalentamiento de aire.

70 218

1.2.2-2 El sistema de precalentamiento de aire debe ser por cada calentador, no se recomienda sistemas comunes a dos ó más calentadores.

71 218

1.2.2-3 El calentador debe contar con la flexibilidad de operar con tiro natural cuando el sistema de precalentamiento de aire salga de operación

71 218

1.2.2-4 El sistema de precalentamiento de aire debe contar con un ducto de desvío de aire (by pass).

71 218

1.2.2-5 La sección fría del precalentador de aire gases debe ser de tubos de vidrio ó tubos con recubrimiento vidriado.

72 218

1.2.2-6 Los precalentadores deben contar con sopladores de hollín con vapor así mismo deben contar con sistema de lavado con agua a través del soplador.

72 218

1.2.3 Ventiladores 1.2.3-1 El ventilador de tiro forzado debe estar equipado con un silenciador. 73 219

1.2.3-2 Los ventiladores y sus accionadores deben ser para servicio a la intemperie.

73 219

1.2.3-3 Los ventiladores deben ser accionados por motor eléctrico 74 219

1.2.4 Domos

1.2.4-1 Los domos de vapor deben ser fabricados de acuerdo al código ASME secciones I, VIII división 1, y IX.

74 219

1.3.1. Línea de proceso

1.3.1-1 Se debe contar con arreglo simétrico de los pasos del serpentín para evitar flujos preferenciales

75 219






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(página)

1.3.1-2 Se debe contar con las hojas de especificaciones de tuberías, resguardadas en expedientes, estas hojas de especificaciones deben administrarse como documento controlado.

75 219

1.3.1-3

Las tuberías de alimentación al calentador y salida de estos deben contar con aislamiento térmico como mínimo:

Para tuberías de 6” y mayores se utilizará colcha de lana de roca. Tabla A.1.a: Pág. 66 (ver NOM-009-1995).

Para tuberías de 4” y menores se utilizará preformado de lana de roca. Tabla A.1.b; Pág. 67 (ver NOM-009-1995).

Para temperaturas mayores a los 650 grados centígrados se deberá utilizar perlita expandida. Tabla A.1.f Pág. 71(ver NOM-009-1995).

77 220

1.3.1-4 Los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire y el ventiladores de tiro forzado e inducido deben aislarse con lana mineral de pH neutro con cubierta metálica y anclas

78 220

1.3.1-5 Las bridas de las tuberías de suministro, salidas y servicios auxiliares deben contar con figuras “8” para aislar y dar mantenimiento.

78 220

1.3.2 Línea de vapor sobrecalentado (servicio adicional)

1.3.2-1 Se debe tener una válvula de seguridad–alivio por falla descarga bloqueada en la línea de vapor sobrecalentado para proteger al serpentín del calentador

78 220

1.3.3. Sistema de gas combustible

1.3.3-1

Se debe tener arreglos de tuberías con filtros en la corriente de alimentación de gas combustible, estos arreglos deben contar con dos filtros uno en servicio y otro en espera, los arreglos deben contar con indicadores locales de presión diferencial.

79 220

1.3.3-2 Se debe contar con válvula de seguridad para protección por sobrepresión en la línea de gas combustible.

80 221

1.3.4 Sistema de combustóleo

1.3.4-1 Se debe contar con filtros en la corriente de alimentación y deben ser dobles, uno para operación normal y el otro de espera; los filtros deben tener medidores de presión diferencial.

82 221

1.3.4-2 Se debe contar con venas de calentamiento o trazas eléctricas en todo el circuito de combustóleo, para mantener en estado liquido el combustible.

82 221

1.3.4-3 Se debe contar con válvulas de corte en línea de suministro de combustóleo.

83 221

1.3.4-4 Se debe contar con una línea de vapor de atomización de media presión para reducir el combustible líquido a una neblina fina y de esta manera facilitar su combustión.

83 221

1.3.4-5 El circuito de combustóleo debe contar con línea de retorno. N/A 221






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1.3.5 Línea de vapor adicional

1.3.5-1

Aplica para calentadores de las plantas de destilación atmosférica, destilación al vació, de pirolisis y de procesos similares: Se debe contar con una línea de vapor anti-coque ó dilución para disminuir el tiempo de residencia del fluido en los serpentines de la unidad y de esta manera reducir el índice de de-coquizado causadas por altas temperaturas.

84 221

1.3.5-2

Aplica para calentadores de las plantas de destilación atmosférica, destilación al vació, de pirolisis y de procesos similares: Se debe contar con una línea de vapor de media presión para descarbonizado de tubos.

86 222

1.3.5-3

Se debe contar con una línea de vapor de apagado de media presión para situaciones de emergencia por incendios provocados por rupturas ó fugas en serpentines en los calentadores, o por situaciones de arranque donde se requiere vaporizar para tener una atmósfera libre de gases

86 222

1.3.5-4 Se debe contar con una línea de vapor de media presión sobrecalentado para remover el hollín u otro depósito de la superficie absorbente de calor en la sección de convección

87 222

1.3.5-5 Debe haber trampas en líneas de vapor de baja y media presión. 89 222

1.4.1 Sistema de distribución de fuerza (Motores y equipo eléctrico)

1.4.1-1 El equipo y accesorios eléctricos deben ser adecuados a la clasificación de áreas (clase, grupo y división) y además cumplir con los requerimientos del NFPA 70 artículos 500 y 501.

90 222

1.4.1-2 La envolvente de motores debe ser adecuada a la clasificación de áreas existente en el punto de instalación.

90 222

1.4.1-3 El aislamiento de todos los motores eléctricos utilizados en el calentador debe ser clase F.

91 222

1.4.1-4

La eficiencia de los motores eléctricos utilizados en el calentador y mostrada en la placa de datos, deben cumplir con lo dispuesto en la norma NOM-14-ENER-1997 para motores monofásicos y la norma NOM-016-ENER-2002 para motores trifásicos.

91 222

1.4.1-5 Los motores mayores de 75 H.P. deben tener calentadores de espacio así como todos los motores deben tener placa de datos.

92 223

1.4.1-6

Todos los motores que operen a una tensión nominal de 4 160 V.C.A. ó de 13 800 V.C.A. deben contar con RTD´s en los rodamientos y en los devanados (dos por fase) y la señal será enviada al Sistema de control digital

93 223

1.4.1-7 Todas las cajas de conexiones utilizadas en la instalación eléctrica del calentador deben cumplir con la clasificación de áreas existente en el punto de instalación.

94 223

1.4.1-8 Todos los equipos eléctricos instalados en el calentador, serán protegidos de acuerdo en lo dispuesto en la norma NOM-001-SEDE-2005, articulo 430. partes A, B, C, D, E, F, G.

94 223






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(página)

1.4.1-9 Todas las envolventes y canalizaciones metálicas para conductores eléctricos, utilizados en el sistema de fuerza, deben unirse metálicamente para formar un conductor eléctrico continuo.

95 223

1.4.1-10 Todos los conductores deben tener etiquetas indelebles, indicando el número de circuito al que pertenecen, así como también la tensión a la que están operando

95 223

1.4.2 Sistema de puesta a tierra.

1.4.2-1 Todos los equipos y dispositivos eléctricos, deben tener conexión de puesta a tierra, hecha con un conductor de cobre desnudo, calibre 2 AWG.

96 223

1.4.2-2 Todos los elementos no portadores de corriente deben tener una conexión de puesta a tierra, hecha con un conductor de cobre desnudo, calibre 2 AWG.

96 223

1.4.2-3 Para la conexión de puesta a tierra de los equipos se deben usar conectores mecánicos de cobre, y la interconexión entre conductores debe realizarse con conectores de compresión de cobre o soldables

97 223

1.4.3 Sistema de Protección contra descargas eléctricas atmosféricas.

1.4.3-1

El calentador debe estar protegido contra descargas eléctricas atmosféricas (rayos). El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas debe construirse con puntas de pararrayos sólidas de 12.7 mm. de diámetro y 25 centímetros de longitud y con conductores de cobre, firmemente instalados, especiales para sistemas de pararrayos calibre 2/0 o mayor.

97 224

1.4.3-2 Los conectores que se utilicen en el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas deben ser mecánicos o de compresión

98 224

1.4.3-3 El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas debe interconectarse con el sistema general de tierra

99 224

1.4.4 Sistema de Alumbrado

1.4.4-1 Las plataformas de operación del calentador deben tener un nivel de iluminación de 50 luxes, y las plataformas de inspección y de circulación deben tener un nivel de iluminación de 20 luxes.

100 224

1.4.4-2

Las luminarias y dispositivos eléctricos utilizados en el sistema de alumbrado, serán apropiados para la clasificación de áreas existente en los puntos de instalación. Si son a prueba de explosión, estarán marcados indicando la clase y el grupo de atmósfera para los cuales está aprobado.

100 224

1.4.4-3

Las luminarias utilizadas en el sistema de alumbrado de los calentadores, deben ser tipo de vapor de sodio alta presión en 220 V.C.A., con balastro integral de alto factor de potencia y tener reflector, globo y guarda

101 225






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(página)

1.4.4-4

El calentador debe tener luces de obstrucción y deben estar instaladas en la parte más elevada y si la altura de la chimenea es superior a 45 metros, debe llevar luces secundarias, ser dobles, del tipo incandescente y emitir al menos 1300 lúmenes, ser operadas por un relevador de transferencia y estar alimentadas desde un sistema de fuerza ininterrumpible. Además, se deben instalar y distribuir luces de obstrucción, acorde a la forma de su estructura

102 225

1.4.4-5 El color de las luces de obstrucción utilizado, será acorde a la altura del calentador de acurdo a la establecido en la NOM-015-STC-3-1995.

103 225

1.4.5 Sistema de Receptáculos

1.4.5-1

En el calentador, se deben instalar receptáculos monofásicos, polarizados, con puesta a tierra, tensión de operación a 127 V.C.A. y capacidad de 20 amperes, para equipos portátiles de alumbrado, herramientas para mantenimiento al equipo y otros servicios. Se deben instalar de tal manera, que cualquier punto del calentador se pueda alcanzar con una extensión de uso rudo no mayor de 20 metros. Al menos uno de los receptáculos debe estar localizado cerca de las entradas-hombre del calentador

104 225

1.4.5-2

En el calentador, se deben instalar receptáculos trifásicos, polarizados, con puesta a tierra, con interruptor automático integrado, de 60 amperes, 480 V.C.A. para soldadoras. Se deben instalar de tal manera, que cualquier punto del calentador se pueda alcanzar con una extensión de uso rudo no mayor de 20 metros. Al menos uno de los receptáculos debe ser localizado cerca de las entradas hombre del calentador.

104 225

1.4.5-3 Los receptáculos monofásicos y trifásicos instalados en el calentador, deben tener envolventes que cumplan con la clasificación de área existente en el punto de instalación.

105 225

1.4.5-4 Todas las envolventes y canalizaciones metálicas para conductores eléctricos, utilizados en el sistema de alumbrado y de contactos, deben unirse metálicamente para formar un conductor eléctrico continuo.

105 225

1.4.5-5

Las canalizaciones utilizadas en la distribución del sistema de alumbrado y de contactos, serán de fierro galvanizado por inmersión en caliente, tipo pesado, roscado, de acuerdo a la norma NMX-J-534-ANCE-2001, o de aluminio libre de cobre con recubrimiento exterior de PVC y recubrimiento interior de uretano, dependiendo del grado de corrosión presente en el calentador por la quema de combustible. De requerirse, también los accesorios para las canalizaciones deben ser recubiertas de PVC.

106 226

1.4.5-6 Todos los conductores deben tener etiquetas indelebles, indicando el número de circuito al que pertenecen, así como también la tensión a la que están operando.

107 226

1.5.1 Contraincendio

1.5.1-1 La planta de proceso a la cual pertenece el Calentador, debe contar con una Red Contraincendio.

108 226






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(página)

1.5.1-2 Se debe contar con al menos dos Extintores portátiles de Polvo químico seco, de fácil localización y acceso los cuales deben estar ubicados cerca del área del calentador

108 226

1.5.1-3

En el área donde este localizado el Calentador deberá haber al menos dos Hidrantes-Monitor, ubicados de tal manera que cubran durante su accionamiento las zonas del Calentador con mayor probabilidad de fuego (tales como el arreglo de tuberías en el cual se encuentran las válvulas de control).

110 227

1.5.1-4

El calentador debe contar con un sistema de aspersión a base de agua ó una cortina de vapor, diseñado de tal forma que al accionarlo forme una cortina alrededor del calentador evitando el paso de una nube de gas combustible proveniente del área de proceso, hacia los quemadores del calentador

111 227

1.5.2 Seguridad

1.5.2-1

La planta de proceso a la cual pertenece el Calentador, debe contar con un sistema automático de detección de fuego y gas independiente del Sistema de Control Distribuido (SCD) y del Sistema de Paro de Emergencia (ESD).

111 227

1.5.2-2 Se debe contar con el estudio de riesgos para determinar la cantidad, tipo, ubicación y filosofía de operación del sistema de fuego y gas, así como la ingeniería de detalle bajo la cual se conceptualizo el sistema.

113 227

1.5.2-3 Se debe contar con al menos una alarma visual/sonora cerca del área del Calentador, la cual debe estar ubicada de tal forma que sea vista y escuchada fácilmente por el personal.

113 228

1.5.2-4

Se debe contar al menos con un botón de emergencia cerca del calentador, el cual debe estar ubicado de tal forma que sea fácilmente visible por el personal que se encuentre cerca del área del Calentador, y que al accionarlo envíe la señal de alarma al tablero de control de gas y fuego.

114 228

1.5.2-5

En el área del calentador y con la finalidad de ubicar de una manera rápida los equipos de seguridad, se deben tener instalados letreros de seguridad con las siguientes leyendas: extintor portátil y botón de emergencia

115 228






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6.2.- LI-02-A.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA DE MEDICIÓN Y CONTROL CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO DE TIRO NATURAL.

No. Descripción Soporte (pagina)


(pagina)

2.1.1 Temperatura

2.1.1-1 Medición de temperatura en superficie de tubos. Número de termoskines por paso deben ser tres (3)

116 229

2.1.1-2 Indicación de temperatura en caja del calentador A) En zona de radiación

116 229

2.1.1-3 Indicación de temperatura en caja del calentador B) En zona de convección

117 229

2.1.1-4 Indicación de temperatura en caja del calentador C) En chimenea 117 229

2.1.1-5 Indicador de temperatura del proceso en la entrada del horno 118 229

2.1.1-6 Indicador de temperatura del proceso a la salida del horno. (en cada serpentín)

118 229

2.1.1-7 Indicador de temperatura en la unión de las salidas de proceso 119 229

2.1.1-8 Indicador de temperatura en el crossover de la sección de convección a la sección de radiación

119 229

2.1.1-9 Indicador de temperatura del combustóleo 120 229

2.1.1-10 Control de temperatura del flujo calentado en la salida del calentador 120 230

2.1.2 Presión

2.1.2-1 Indicación de presión en cada serpentín a la entrada del proceso 121 230

2.1.2-2 Indicación de presión a la salida en cada serpentín del proceso 122 230 2.1.2-3 Control e indicación de presión del gas combustible 122 230 2.1.2-4 Indicador de presión de gas a quemadores 123 230 2.1.2-5 Indicador de presión de gas a pilotos 124 230 2.1.2-6 Control e indicador de presión del combustóleo 124 230 2.1.2-7 Indicador de presión en el vapor de atomización 125 230 2.1.2-8 Control de Presión Diferencial entre el vapor y combustóleo 126 230

2.1.3 Tiro

2.1.3-1 Indicador de tiro en el horno 126 230 2.1.3-2 Control del tiro, por la mampara de la chimenea del horno 127 230

2.1.4 Flujo

2.1.4-1 Control y medición de flujo a la entrada de cada serpentín de proceso 128 230 2.1.4-2 Medición del flujo de gas combustible 128 230 2.1.4-3 Medición del flujo del vapor de atomización 129 230 2.1.4-4 Medición de flujo de entrada y salida de combustóleo 129 230

2.1.5 Misceláneos 2.1.5-1 Analizador de Oxígeno 130 230 2.1.5-2 Medición del poder calorífico del gas 131 230






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En el anexo 3 se muestran DTI´s de referencia de la instrumentación mínima con la que deben contar los calentadores a fuego directo que operan con tiro natural.

DTI Descripción Página 1 Instrumentos del cuerpo del calentador 272

2 Circuito de carga al calentador y líneas de de-coquizado (donde aplique)

273

3 Circuito del sobrecalentador de vapor (donde aplique) 274

4 Circuito del vapor anticoque 275

5 Circuito de gas combustible 276

6 Circuito de combustóleo 277

7 Sistema de apagado del de-coquizado (donde aplique) 278






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6.3.- LI-02-B.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA DE MEDICIÓN Y CONTROL CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO QUE CUENTEN CON PRECALENTADOR DE AIRE. Adicional a la instrumentación especificada en el lineamiento no. LI-02A, el pre-calentador de aire de tener:



(pagina)

2.2.1 Medición e indicación de temperatura en: 2.2.1-1 Temperatura de aire descarga tiro forzado 131 231

2.2.1-2 Temperatura salida aire del serpentín de vapor del precalentador de aire.

132 231

2.2.1-3 Temperatura salida aire del precalentador de aire 133 231

2.2.1-4 Temperatura aire en ducto después desvío precalentador 133 231

2.2.1-5 Temperatura gases de combustión al precalentador de aire 134 231

2.2.1-6 Temperatura salida gases de combustión del precalentador de aire 135 231

2.2.1-7 Temperatura en precalentador de aire 135 231

2.2.2 Presión

2.2.2-1 Indicación de presión descarga tiro forzado 136 231

2.2.2-2 Indicación de presión aire en ducto antes de mampara de control de aire

137 231

2.2.2-3 Control de presión en cámara de combustión del horno, mediante control en mamparas de la succión del ventilador de tiro inducido y de la de chimenea

137 232

2.2.2-4 Indicación de presión gases de combustión en la entrada del precalentador de aire

138 232

2.2.2-5 Indicación de presión gases de combustión en salida del precalentador de aire

139 232

2.2.2-6 Indicación de presión descarga ventilador tiro inducido 139 232

2.2.2-7 Indicación de presión del vapor a serpentín del precalentador 140 232

2.2.3 Flujo

2.2.3-1 Control y Medición del flujo de aire de combustión 140 232

2.2.3-2 Indicación flujo de vapor a serpentín de vapor antes del precalentador de aire

141 232

2.2.4 Mamparas

2.2.4-1 Mampara desvío precalentador lado aire 141 232

2.2.4-2 Mampara para control de aire a cámara de combustión 142 232

2.2.4-3 Mampara para control de succión de gases de combustión del ventilador de tiro

143 232

2.2.4-4 Mampara para control de tiro en Chimenea 143 232

2.2.4-5 Control y medición de la relación combustible / aire. 144 232

2.2.4-6 Cuando se quema gas y combustóleo se debe contar con un control de relación entre ambos combustibles.

146 233






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En el anexo 3 se muestran DTI´s de referencia de la instrumentación mínima con la que deben contar los calentadores a fuego directo que operan con precalentador de aire.

DTI Descripción Página

8 Instrumentación de precalentador de aire (caso gas y combustóleo)

279

9 Control de combustible al calentador (caso gas y combustóleo)

280

10 Instrumentación de precalentador de aire (caso gas como combustible)

281

11 Control de combustibles al calentador (caso gas como combustible)

282






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6.4.-LI-02-C.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA DE MEDICIÓN Y CONTROL CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS HORNOS DE PIROLISIS.



(pagina)

2.3.1. Temperatura 2.3.1-1 Medición de temperatura en superficie de tubos 116 234

2.3.1-2 Indicación de temperatura en caja del calentador A) En zona de radiación

116 234

2.3.1-3 Indicación de temperatura en caja del calentador B) En zona de convección

117 234

2.3.1-4 Indicación de temperatura en caja del calentador C) En chimenea 117 234 2.3.1-5 Indicador de temperatura del proceso en la entrada del horno 118 234

2.3.1-6 Indicador de temperatura del proceso a la salida del horno. ( en cada serpentín)

118 234

2.3.1-7 Indicador de temperatura en el crossover de la sección de convección a la sección de radiación

N/A 234

2.3.1-8 Control de temperatura del flujo calentado en la salida del calentador 120 234 2.3.2. Presión

2.3.2-1 Indicación de presión en cada serpentín a la entrada del proceso 121 234

2.3.2-2 Indicación de presión a la salida en cada serpentín del proceso 122 235

2.3.2-3 Control de presión del gas combustible 122 235 2.3.2-4 Indicador de presión de gas a quemadores 123 235 2.3.2-5 Indicador de presión de gas a pilotos 124 235

2.3.3. Tiro 2.3.3-1 Indicador de tiro en el horno 126 235 2.3.3-2 Control del tiro, por la mampara de la chimenea del horno 127 235

2.3.4. Flujo 2.3.4-1 Control y medición de flujo a la entrada de cada serpentín de proceso 128 235 2.3.4-2 Medición del flujo de gas combustible 128 235

2.3.5. Misceláneos

2.3.5-1 Analizador de Oxígeno 130 235

2.3.5-2 Medición del poder calorífico del gas 131 235

En el anexo 3 se muestran DTI´s de referencia de la instrumentación mínima con la que deben contar los hornos de pirolisis.

DTI Descripción Página

12 Instrumentación del horno de pirolisis (líneas de proceso y gas combustible)

283

13 Sistema de apagado del decoquizado. 284






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6.5.- LI-03A.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA PARA PROTECCIÓN CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO DE TIRO NATURAL.



(pagina)

3.1.1 Presión

3.1.1-1 Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a quemadores 147 236

3.1.1-2 Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a pilotos 148 236 3.1.1-3 Alarma y disparo por alta presión en gas combustible a quemadores. 149 236 3.1.1-4 Alarma y disparo por baja presión en combustóleo 150 236 3.1.1-5 Alarma y disparo por alta presión en combustóleo 150 236

3.1.1-6 Alarma y disparo por baja presión diferencial entre vapor / combustóleo

151 236

3.1.1-7 Alarma por alta y baja presión de tiro 152 236 3.1.1-8 Alarma y disparo por alta presión en la caja del horno 152 236 3.1.1-9 Alarma por baja presión en caja del horno 153 236

3.1.2 Temperatura

3.1.2-1 Alarma por baja temperatura en el combustóleo 153 236

3.1.2-2 Alarma por alta temperatura en el fluido calentado 154 237

3.1.2-3 Alarma por alta temperatura en superficie de tubos 155 237

3.1.2-4 Alarma para baja/alta temperatura en chimenea 155 237

3.1.3 Flujo

3.1.3-1 Alarma y disparo por bajo flujo en la carga 156 237

3.1.4 Generales

3.1.4-1

Tanto la instrumentación de campo (desde tomas de impulso), líneas de transmisión, hardware que efectúa la lógica de protección y elementos finales deben ser exclusivos para el sistema de protección, independientes de los sistemas de medición y control.

156 237

3.1.4-2 Las válvulas solenoides deben ser tipo restablecimiento manual 158 237

3.1.4-3 El sistema de protección deberá contar con un botón remoto que permita parar el horno en forma segura. 158

237

3.1.4-4

Las válvulas solenoides para actuar las válvulas de corte de combustibles deberán ser redundantes para mejorar la seguridad integral del sistema (Ver en soporte normativo el diagrama de conexión).

159 237

3.1.4-5

Los sistema de corte de gas a quemadores y pilotos deben contar con:

doble válvula de bloqueo en líneas de gas combustible.

Válvula de venteo conectada al desfogue. La operación será: • Cuando la solenoide es des energizada, la válvula está en posición cerrada y la palanca de restablecimiento manual no tiene ninguna función.

160 237






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(pagina)

3.1.4-5

• Cuando la solenoide se energiza, las otras válvulas cerrarán hasta que la palanca de restablecimiento manual se calce.

• El restablecimiento manual abre la válvula. La válvula permanece abierta entonces hasta que la solenoide se energice.

160 237

3.1.4-6 Las válvulas de corte deben contar los accesorios y dispositivos necesarios que permitan realizar pruebas de funcionamiento en línea.

162 237

3.1.4-7

Alarma y paro del calentador por falla de flama bajo las siguientes condiciones: • Cuando se tiene un solo quemador • Cuando el hogar del horno está presurizado

163 238

3.1.4-8 La planta donde opere el calentador debe contar con el análisis de peligros y operabilidad (HAZOP).

N/A 238

3.1.4-9 El análisis HAZOP debe contar en su alcance revisar, verificar y validar el sistema instrumentado de seguridad instalado en el calentador.

N/A 238

3.1.4-10

El análisis HAZOP debe incluir y/o mencionar cada función instrumentada de seguridad como una salvaguarda que sea consistente con la desviación analizada y que como salvaguarda atienda a la causa que dio origen a la desviación bajo estudio y/o mitigue la o las consecuencias asociadas.

N/A 238

3.1.4-11 Se debe determinar el nivel de integridad de seguridad requerido para lograr el objetivo de reducción de riesgo, de acuerdo a lo establecido en la norma IEC61511 o NRF-045.

N/A 238

3.1.4-12

Se debe validar la arquitectura, arreglo de componentes y cada uno de los componentes que conforman y ejecutaran las acciones asociadas a cada función instrumentada de seguridad. De acuerdo a lo establecido en la norma IEC61511 o NRF-045.

N/A N/A

En el anexo 4 se muestra el lógico 1 de referencia de actuación del sistema de protecciones de un calentador a fuego directo operando a tiro natural.






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6.6.- LI-03B.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA PARA PROTECCIÓN CON LA QUE DEBEN CONTAR EL SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE DE LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO.



(pagina)

3.2.1 Presión 3.2.1-1 Alarma y disparo por alta presión en la caja del horno. 165 239

3.2.1-2 Alarma por baja presión en la caja del horno 166 239

3.2.1-3 Alarma y disparo por baja presión de aire para combustión.(El disparo será cuando el calentador no esté equipado para operación alterna por tiro natural

166 239

3.2.1-4 Alarma por alta presión en gases de combustión en caja del horno 167 239 3.2.2.Temperatura

3.2.2-1 Alarma por baja temperatura en salida de aire del serpentín de calentamiento.

168 239

3.2.2-2 Alarma y disparo por alta temperatura gases de combustión en la succión ventilador tiro inducido.

169 239

3.2.2-3 Alarma por alta temperatura de gases de combustión a la entrada del precalentador

169 239

3.2.2-4 Alarmas por alta y baja temperatura en gases de combustión en la salida del precalentador de aire.

170 239

3.2.3 Flujo

3.2.3-1 Alarma por bajo flujo de aire de combustión 171 239

3.2.4 Otras Protecciones 3.2.4-1 Alarma por pérdida de aire de instrumentos y corriente eléctrica 172 240

3.2.4-2 Alarma de apertura de mampara de chimenea del horno 172 240

3.2.4-3 Alarma por falla o paro del ventilador (Protecciones propias del motor ventilador) de tiro inducido

173 240

3.2.4-4 Alarma por falla o paro del ventilador (Protecciones propias del motor ventilador) de tiro forzado

174 240

3.2.4-5 Alarma por apertura de mampara de entrada de aire a caja de viento 174 240

En el anexo 4 se muestran:

Lógico 2 de referencia de actuación del sistema de protecciones de un calentador a fuego directo operando con sistema de precalentamiento de aire para el caso en donde se usa como combustible gas y combustóleo.

Lógico 3 de referencia de actuación del sistema de protecciones de un calentador a fuego directo operando con sistema de precalentamiento de aire para el caso en donde se usa como combustible solo gas.






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6.7.- LI-03C.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA PARA PROTECCIÓN CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS HORNOS DE PIROLISIS.



(pagina)

3.3.1 Presión. 3.3.1-1 Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a quemadores 147 241

3.3.1-2 Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a pilotos 148 241

3.3.1-3 Alarma y disparo por alta presión en gas combustible a quemadores. 149 241

3.3.1-4 Alarma por alta y baja presión de tiro 152 241

3.3.1-5 Alarma y disparo por alta presión en la caja del horno. 152 241

3.3.1-6 Alarma por baja presión en caja del horno 153 241

3.3.2 Temperatura

3.3.2-1 Alarma por alta temperatura en el fluido calentado 154 241

3.3.2-2 Alarma por alta temperatura en superficie de tubos 155 241

3.3.2-3 Alarma de baja/alta temperatura en chimenea 155 241

3.3.3 Flujo 3.3.3-1 Alarma y disparo por bajo flujo en la carga 156 241

3.3.4 Generales

3.3.4-1


156 242

3.3.4-2 Las válvulas solenoides deben ser del tipo restablecimiento manual 158 242

3.3.4-3

Los sistemas de corte de gas a quemadores y pilotos deben contar con: •Doble válvula de bloqueo en líneas de gas combustible. •Válvula de venteo conectada al desfogue. La operación será: Cuando la solenoide es desenergizada, la válvula está en posición cerrada y la palanca de restablecimiento manual no tiene ninguna función. Cuando la solenoide se energiza, las otras válvulas cerrarán hasta que la palanca de restablecimiento manual se calce. El restablecimiento manual abre la válvula. La válvula permanece abierta entonces hasta que la solenoide se energice.

160 242

3.3.4-4 El sistema de protección deberá contar con un botón remoto que permita parar el horno en forma segura.

158 242

3.3.4-5 Las válvulas solenoides para actuar las válvulas de corte de combustibles deberás ser redundantes para mejorar la seguridad integral del sistema.

159 242

3.3.4-6 La planta donde opere el calentador debe contar con el análisis de peligros y operabilidad (HAZOP).

N/A 242






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(pagina)

3.3.4-7 El análisis HAZOP debe contar en su alcance revisar, verificar y validar el sistema instrumentado de seguridad instalado en el calentador.

N/A 242

3.3.4-8

El análisis HAZOP debe incluir y/o mencionar cada función instrumentada de seguridad como una salvaguarda que sea consistente con la desviación analizada y que como salvaguarda atienda a la causa que dio origen a la desviación bajo estudio y/o mitigue la o las consecuencias asociadas.

N/A 242

3.3.4-9 Se debe determinar el nivel de integridad de seguridad requerido para lograr el objetivo de reducción de riesgo, de acuerdo a lo establecido en la norma IEC61511 o NRF-045.

N/A 242

3.3.4-10

Se debe validar la arquitectura, arreglo de componentes y cada uno de los componentes que conforman y ejecutaran las acciones asociadas a cada función instrumentada de seguridad. De acuerdo a lo establecido en la norma IEC61511 o NRF-045.

N/A 242

En el anexo 4 se muestran: Lógico 4 de referencia de actuación del sistema de protecciones de un horno de pirolisis.






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6.8.- LI-04.-LINEAMIENTOS DE ENTREGA DE CALENTADORES A FUEGO DIRECTO PARA SU INSPECCIÓN Y/O MANTENIMIENTO.

El presente documento establece los lineamientos que deberán seguirse para la entrega de calentadores a fuego directo, por personal de operación a personal de mantenimiento y/o de inspección, y tiene aplicación para todas las Subsidiarias de Petróleos Mexicanos en cuyas instalaciones industriales cuenten con esta clase de equipos.

4.1 Planeación del paro para reparación o reemplazo de partes dañadas.

Previo al paro de cualquier calentador deberá haberse efectuado un análisis de la afectación en el proceso y las acciones que deben llevarse a cabo en la planta, ya que siendo los calentadores equipos indispensables en los procesos que los contienen, seguramente se requerirá efectuar un paro de la misma, lo cual obliga a considerar la interrelación que guarda con la plantas de la instalación en cuestión. Por lo anterior, deberá avisárseles a las plantas afectadas la fecha y hora del paro. Solamente en aquellos casos en que se tengan dos trenes de calentamiento y se pueda operar con un solo calentador, tendrán que efectuarse los ajustes operacionales necesarios que lleven a la planta a operar a la máxima capacidad de diseño con un solo calentador. Logrado esto, se procederá al paro normal del calentador como el que se realiza cuando se tiene programado el mismo, y no como el que conlleva una emergencia en dicho equipo.

4.2 Lineamientos para entrega de calentadores a fuego directo para su inspección y/o mantenimiento.

Con el propósito de efectuar la entrega de los calentadores a fuego directo para su inspección y/o mantenimiento, es necesario que se cumpla con los siguientes lineamientos los cuales permitirán dar seguridad tanto al personal de Inspección, como al de Mantenimiento que los intervendrán. Estos lineamientos se encuentran esquematizados en el siguiente flujograma de entrega:






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Necesidad de Inspección

y / o Reparación de calentadores a fuego

directo.

Usar nitrógeno para soplar serpentines e

inertizarlos.

Bloquear serpentines de Proceso para su

limpieza.

Lavar serpentines y enviar su contenido a

“slop”.

Colorar Juntas Ciegas en cabezales de entrada a serpentines de proceso.

Soplar serpentines e inertizarlos, pasando su

contenido al equipo corriente abajo.

Si

No

Usar vapor de media presión por medio de su

línea que se tiene para tal fin.

Colocar juntas ciegas en los cabezales de salida de

serpentines de proceso.

1

Bloquear válvulas de gas y/o combustóleo a

quemadores, así como el gas de pilotos

Ventear líneas de gas o quemarlo abriendo

válvulas de bloqueo a sus quemadores.

Quemar combustóleo

remanente en líneas en sus respectivos

quemadores.

Vaporizar el hogar del calentador,

utilizando su línea de vapor de media

presión.

3

Abrir totalmente caja de vientos entrada de aire a quemadores y

mirillas del hogar.

Abrir totalmente mampara de control de tiro de chimenea.

Permitir que se enfríe el hogar a temp.

Amb. y entre personal de SITSI a

inspeccionar.

Asegurarse que la concentración de

hidrocarburos sea menor al 25% de LEL.

Realizar pruebas de explosividad en el hogar

del calentador.

Desenergizar arrancador eléctrico del ventilador de tiro inducido y colocarle

candado.

Desenergizar arrancador eléctrico del ventilador de

tiro forzado y colocarle candado.

Cerrar válvulas de vapor al precalentador de aire a

quemadores y drenar

condensado.

Colocar junta ciega en línea de vapor al

precalentador de aire a quemadores.

Bloquear instrumentación

Bloquear instrumentación

4

¿Requiere neutralizado

de serpentines?

NO

Neutralizar serpentines de acuerdo a

instrucciones en

manual de operación.

SI

¿Se cumplieron 1 y 2 y 3 y 4?

Entrega del calentador a personal de Inspección y de

Mantenimiento para su intervención.

Si No Efectuar

actividades que no se cumplieron.

Elaborar y firmar acta de Entrega del calentador.

FFLLUUJJOOGGRRAAMMAA PPAARRAA LLAA EENNTTRREEGGAA DDEE CCAALLEENNTTAADDOORREESS AA FFUUEEGGOO DDIIRREECCTTOO AA IINNSSPPEECCCCIIÓÓNN YY//OO MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

¿Es reactor catalítico o

equipos que manejan cloro o sus derivados?

Vaporizar serpentines de convección que se

usen para calentar corrientes de

proceso.

Colocar juntas ciegas en serpentines de

convección una vez

que estén limpios.

2

Bloquear serpentines de Convección para

su limpieza.

Colocar juntas ciegas en cabezal de gas a

quemadores, aislando así gas al

calentador.






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(pagina)

4.2.1 Bloquear serpentines de proceso para que se pueda proceder con su limpieza

244

4.2.2 Una vez bloqueados los serpentines de proceso, lavarlos y enviar su contenido a slop, de acuerdo al procedimiento operativo contenido en el manual de operación de la planta que contiene al calentador

244

4.2.3 Colocar juntas ciegas en cabezales de entrada de serpentines de proceso con la finalidad de aislarlos de los equipos con que se interconectan corriente arriba.

244

4.2.4

Para el caso de procesos en que los serpentines de salida se conecten a reactores catalíticos o equipos que manejen cloro o sus derivados, debe usarse nitrógeno para soplarlos e inertizarlos trasvasando su contenido a los equipos conectados corriente abajo. Muestrear el nitrógeno efluente y determinarle su contenido de hidrocarburos con el fin de asegurar la calidad del mismo. Si no este el caso, proceder como se indica en el siguiente lineamiento

244

4.2.5

Vaporizar serpentines de proceso con la finalidad de asegurar que quedan libres de hidrocarburo, pasando su contenido al equipo conectado corriente abajo. Para lo cual es necesario que se utilice la línea de vapor de media presión que se tiene para realizar esta actividad. Muestrear el vapor efluente y determinarle su contenido de hidrocarburos con el fin de asegurar la calidad del vaporizado

244

4.2.6

Para aquellos calentadores que requieran neutralizado de sus serpentines, deberá realizársele el mismo, de acuerdo al procedimiento establecido ex profeso en el manual de operación de la planta que contiene al calentador

244

4.2.7 Colocar juntas ciegas en los cabezales de salida de los serpentines, con lo cual queda aislado el calentador corriente abajo

244

4.2.8

Vaporizar los serpentines de la zona de convención, en aquellos casos que se utilice para el calentamiento de alguna corriente de proceso trasvasando su contenido a los equipos conectados corriente abajo. Si se genera vapor ventear y drenar el condensado. Muestrear el vapor efluente y determinarle su contenido de hidrocarburos con el fin de asegurar la calidad del vaporizado

244

4.2.9 Una vez que se han limpiado los serpentines de convección, aislarlos mediante juntas ciegas

244

4.2.10

Bloquear las válvulas de gas y/o combustóleo a quemadores; así mismo, deben ventearse las líneas de gas abriendo la válvula tipo macho de sus respectivos quemadores, y barrer con vapor las líneas de combustóleo, con lo cual, tanto el gas como el combustóleo entrampado pasan al hogar del horno asegurarse que los combustibles se quemen, así como la completa eliminación de los mismos, en dichas líneas

245






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(pagina)

4.2.11 Bloquear las válvulas de gas a pilotos, y permitir que se consuma el gas entrampado, situación que se detecta al apagarse los pilotos

245

4.2.12 Colocar juntas ciegas en cabezales de gas a quemadores y pilotos para de esta manera aislar el suministro de gas al calentador

245

4.2.13 Una vez que se ha aislado el combustible, vaporizar el hogar utilizando para ello su línea de vapor de media presión que se tiene para tal fin

245

4.2.14 Abrir totalmente la caja de vientos en la entrada de aire a quemadores, así como las mirillas en el hogar del horno

245

4.2.15 Abrir totalmente la mampara de la chimenea para propiciar que se establezca un tiro natural de aire en el hogar del calentador

245

4.2.16 Permitir que se enfríe el calentador hasta que el hogar alcance la temperatura ambiente, para que pueda entrar personal a inspeccionarlo

245

4.2.17 Realizar pruebas de explosividad en el hogar 245

4.2.18 Asegurarse que la concentración de hidrocarburos en el hogar sea menor al 25 % de su LEL (Límite Inferior de Explosividad)

245

4.2.19 Desenergizar el arrancador del motor eléctrico del soplador de tiro forzado y colocarle candado

245

4.2.20 Desenergizar el arrancador del motor eléctrico del soplador de tiro inducido y colocarle candado

245

4.2.21 Cerrar las válvulas de vapor al precalentador del aire a quemadores. 245

4.2.22 Colocar junta ciega en línea de vapor al paquete de precalentamiento de aire a quemadores

245

4.2.23 Bloquear la instrumentación protegiéndola con polietileno y verificar que las válvulas de control queden en su posición segura a falla de aire

245

4.3

Entrega del calentador a inspección y mantenimiento. Una vez cumplidos los lineamientos establecidos en el apartado 6.8, por parte del personal de operación, mediante la “Lista de Verificación” se verificará el estado en que se encuentra el calentador a fuego directo, entregándosele al personal de Inspección y/o de Mantenimiento, mediante un documento donde se asiente que mediante la Lista de Verificación, tanto el personal de Operación, Inspección y Mantenimiento, corroboró que el equipo se encuentra en condiciones de ser intervenido

245






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6.9.- LI-05.-LINEAMIENTOS PARA RECEPCIÓN DE CALENTADORES A FUEGO DIRECTO POR PERSONAL DE OPERACIÓN POSTERIORES A UNA INSPECCIÓN Y/O MANTENIMIENTO. Con el propósito de llevar a cabo la recepción de los calentadores a fuego directo después de su mantenimiento y/o inspección, es necesario verificar sean revisados los siguientes puntos, previo a su puesta en operación.

No. Descripción


(pagina)

5.1 Inspección externa del calentador

5.1.1 Estructural

5.1.1-1

Inspeccionar la estructura del calentador y verificar que todo el trabajo de campo se haya completado. Las áreas críticas son los principales punto de transferencia de carga, tales como la base de la chimenea, las armazones de la pared de la sección de convección, las uniones de convección a radiación y las bases de radiación

247

5.1.1-2 Verificar que las terminales estén, ya sea libres para expansión o ancladas de acuerdo a los dibujos de diseño

247

5.1.1-3

Si el calentador cuenta con un sistema de precalentamiento de aire, verificar que todas las juntas de los ductos y juntas de expansión puedan operar libremente, lo que significa que todas las abrazaderas y refuerzos temporales sean removidos

247

5.1.1-4 Verificar que todas las bridas ciegas y guías de deslizamiento de las guillotinas (bridas de aislamiento) estén operando y abiertas.

247

5.1.2 Palometas (dampers) de ducto y chimenea

5.1.2-1

En unidades equipadas con palometas, la posición de completamente cerrada y totalmente abierta debe ser verificada visualmente y marcada sobre la unión de la palometa o en el cable de operación. El movimiento de la palometa debe ser libre y sin obstrucciones, y es indispensable que la posición de "Totalmente abierta" sea de acuerdo a lo que se muestra en los dibujos respectivos. Sí la palometa no funciona correctamente, la capacidad del calentador será materialmente afectada

248

5.1.2-2

Cuando las palometas (dampers) son controladas por operadores neumáticos, verifique que el operador/posicionador mueva las paletas en la dirección correcta, partiendo desde la posición abierta hacia la posición de completamente cerrada. El indicador actuador debe indicar la posición de la palometa correctamente. Esto deberá ser hecho desde el cuarto de control y a la estación de control local. Todos los eslabones deberán permitir un completo recorrido o rotación

248






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(pagina)

5.1.3

Instrumentación Todos los controladores de flujo, de presión, de temperatura, así como sus registradores, termopares, indicadores de tiro e instrumentación de seguridad para paro de emergencia, deben ser probados antes del arranque. Los registradores de flujo deben ser apropiadamente ajustados a cero. El cableado del termopar que transmite las temperaturas a la salida del fluido de proceso, deben ser cuidadosamente verificado. Los dispositivos de falla de flama deberán ser verificados mediante simulación de dicha condición. Verificar que las tomas de los instrumentos no se encuentren obstruidas con la aplicación del refractario.

248

5.1.4

Soplado de tubos (Blowing-out tubes) Asegurarse que los tubos estén limpios y libres de obstrucciones. Después de la prueba hidrostática que se les haya efectuado, puede permanecer algo de agua en los mismos. Usar aire o nitrógeno comprimido pasándolo a través del serpentín a una presión suficientemente alta y en una cantidad suficiente para asegurar un flujo satisfactorio. En caso de unidades de varios pasos, cada paso debe ser soplado independientemente. Las válvulas de entrada a los otros pasos, deberán ser cerradas y el aire/nitrógeno, forzado a través de un paso a la vez. Con el propósito de asegurar la calidad del soplado, deben utilizarse placas de cobre pulidas que sirvan como testigos del impacto de las partículas que se desprendan durante el mismo. Cuando la placa permanezca prácticamente sin impactos severos se da por concluido el soplado Deben ser revisados los reportes de reparación de serpentines para determinar que se haya aplicado una adecuada prueba hidrostática a los tubos, y que se hayan llevado a cabo inspecciones específicas que pueden incluir técnicas radiográficas de campo y/o chequeo de dureza de soldaduras

249

5.1.5

Cabezales En todos los calentadores equipados con cabezales removibles, y que fueron objeto de mantenimiento, remover la cubierta de la caja de cabezales y asegurarse que todos los cabezales estén colocados de una forma adecuada y bien atornillada. La cubierta de la caja de cabezales debe ser removida durante el arranque para permitir la verificación de posibles fugas en los mismos. Una vez que el calentador haya alcanzado su temperatura normal de operación, se pueden reinstalar las cubiertas

249

5.1.6 Puntos de muestreo Se deben verificar que todas las conexiones de acoplamientos y bridas para tiro o conexiones de termopares no utilizadas, sean selladas

249






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5.1.7 Quemadores

5.1.7-1

Verificar la posición de los quemadores, comparándola con los dibujos del fabricante. Asegurarse que las boquillas del quemador y/o arañas estén colocadas correctamente y que la tubería de conexión permita un adecuado alineamiento vertical de la boquilla y núcleo del quemador. Puede darse el caso de que si las boquillas están posicionadas de una manera incorrecta, dé como resultado patrones de flama inadecuados y por consiguiente, daños a la tubería. Adicionalmente, en el caso de quemar combustóleo, la posición inadecuada de la boquilla puede propiciar la formación rápida de coque en los bloques del quemado

249

5.1.7-2

Asegurarse de que todos los registros de aire y palometas funcionen libremente y que los controles indiquen la correcta posición. Es importante que los operadores puedan hacer los ajustes necesarios libremente, después de que el calentador se ha puesto de nuevo en operación

250

5.1.7-3

Toda la tubería del quemador, debe ser completamente soplada con aire/nitrógeno comprimido. Esto es de particular importancia en los equipos que queman combustóleo. Antes de que se circule el combustóleo o el vapor, y teniendo las boquillas del quemador y los orificios de mezclado desconectados, la tubería del quemador debe ser soplada completamente. Ambas líneas de combustóleo y de vapor deben ser tratadas de esta forma. En unidades de multiquemadores alimentados desde un solo cabezal, cada quemador debe ser soplado independientemente. Las válvulas de control para todos los quemadores, excepto para uno, deberán estar cerradas y debe aplicarse presión y flujo total a un quemador a la vez. Las partículas de escama u oxido interfieren con el funcionamiento adecuado de las boquillas de atomización y dan como resultado flamas largas, goteo de combustóleo y formación de coque. Con el propósito de asegurar la calidad del soplado, deben utilizarse placas de cobre pulidas que sirvan como testigos del impacto de las partículas que se desprendan durante el mismo. Cuando la placa permanezca prácticamente sin impactos severos se da por concluido el soplado

250

5.1.7-4 Verificar para los sistemas de combustóleo, que sus líneas estén aisladas y con trazas de vapor, con el fin de llevar el combustóleo al quemador a la temperatura recomendada por el fabricante

250

5.1.7-5 Si se intervinieron las líneas de gas deberá hacerse una prueba de presión para verificar la no existencia de fugas.

250

5.1.7-6 Verificar que toda la tubería y accesorios estén soportados adecuadamente.

250







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(pagina)

5.1.8-1

Verificar que los sopladores de hollín sean reinstalados de acuerdo al manual de instalación del proveedor. Los sopladores de hollín pueden ser tanto del tipo rotatorio como del tipo retráctil. Usualmente estos son manejados con motor y provistos con un panel de control instalado a nivel de piso

251

5.1.8-2 Todos los sopladores de hollín deberán ser ciclados en seco desde la estación local y el panel a fin de verificar su correcta operación antes del arranque

251

5.1.9 Precalentadores de Aire

5.1.9-1

Existen varios tipos de precalentadores de aire tales como los regenerativos o recuperativos. Para los calentadores que cuenten con este sistema, y que hayan sido intervenidos deberá hacerse uso del manual de instalación del proveedor para verificar su adecuada reinstalación. Verificar que todas las juntas estén herméticamente selladas, para lo cual utilizar masking tape cubriendo las juntas, y practicarle un pequeño orificio en la parte superior para que con solución jabonosa se determine la posible fuga o falta de hermeticidad.

251

5.2 Inspección interna del calentador

5.2.1 Partes de presión (serpentines).

5.2.1-1 Verificar que todos los refuerzos temporales, los cables y cualquier bloqueo, hayan sido removidos. Revisar las cajas de cabezales de los serpentines tanto de radiación como de convección

251

5.2.1-2 Verificar que todos los soportes de tubería y guías estén instalados de manera adecuada

251

5.2.1-3 Verificar que exista espacio suficiente disponible para acomodar las expansiones de los serpentines

251

5.2.2 Refractarios

5.2.2-1

Deberá hacerse la inspección del refractario de la zona de radiación introduciéndose al hogar, del colocado en la chimenea a través de sus puertas de acceso, y el de la zona de convección por los orificios de sus paredes

252

5.2.2-2 Verificar la integridad del refractario en la zona de radiación, asegurándose de que todas las juntas de construcción estén empacadas y no se tenga estructura de acero o coraza expuesta al calor

252

5.2.3 Quemadores

5.2.3-1

Inspeccionar cada quemador para verificar que todos los pilotos y boquillas de gas y combustóleo se encuentren limpias, que las cubiertas plásticas de protección y las cubiertas de cinta de protección que se les colocaron sean removidas y que las boquillas se encuentren instaladas y orientadas adecuadamente, de acuerdo a los dibujos de cada quemador

252






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(pagina)

5.2.3-2

Verificar que las baldosas de los quemadores estén instaladas adecuadamente y que no estén rotas. Todos los componentes del quemador deben de estar libres de suciedad. El espacio existente entre la baldosa del quemador y el refractario del piso debe estar sellado con fibra cerámica, a menos que el fabricante del quemador requiera que este espacio deba dejarse abierto. Consultar para referencia, el dibujo del quemador.

252

5.2.4 General

5.2.4-1

Todos los materiales usados por mantenimiento, tales como andamios, escaleras, herramientas, materiales de aislamiento, carretes de tuberías, estructura de acero, formas de madera y cartón, juntas ciegas, etc., deben removerse totalmente

252

5.2.4-2 Después de la inspección final, todas las entradas y puertas de acceso deben ser cerradas

253

5.2.4-3

Debe verificarse que la instrumentación así como su suministro de energía eléctrica, válvulas de control, sopladores, servicios auxiliares tales como gas, combustóleo y su vapor de atomización, etc., estén disponibles para entrar en servicio. Especial atención debe ponerse a los sistemas instrumentados de seguridad del calentador, lo que significa que se hayan simulado sus `puntos de disparo, con el fin de asegurar su operabilidad

248

5.2

Recepción Una vez cumplidos los lineamientos establecidos en el apartado 6.9, y con el propósito de darle formalidad a la recepción del equipo, deberá levantarse una “Acta de Recepción del Calentador” donde se asiente que se corroboró que el equipo se encuentra en condiciones de volver a entrar nuevamente en servicio del calentador después de mantenimiento

253






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6.10.- LI-06A.-LINEAMIENTOS PARA INSPECCIÓN DE CALENTADORES DURANTE SU OPERACIÓN.

Las actividades mínimas para inspeccionar un calentador a fuego directo cuando este se encuentre en operación serán:



(pagina)

Hogar, cuerpo y serpentines.

6.1-1

Inspección visual del hogar de los calentadores para detectar:

Problemas de tubos flexionados o con sobrecalentamiento.

Los tubos deben ser inspeccionados por protuberancias, pandeo, des-alineamiento, abombamiento, decoloración localizada o fuga.

Los componentes estructurales internos, tales como los soportes de tubos, que son visibles para la inspección por las mirillas, deben ser examinados para verificar que no estén dañados o con sobrecalentamiento.

Desprendimiento, sobrecalentamiento, fracturas, despostillado erosión y decoloración localizada del concreto refractario.

175 254

6.1-2

Inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes para detectar:

Puntos calientes.

El desprendimiento de pintura y oxidación de la superficie externa del equipo es señal de sobrecalentamiento, lo cual puede deberse a falta ó falla del aislamiento o refractario.

Deformación o abolsamiento de las láminas del cuerpo por fatiga ante el desprendimiento del refractario interno.

Corrosión o daño físico en las viguetas de la estructura de soporte.

Estado de las mirillas de inspección (operables y limpios).

Inspección de cualquier sistema de soportes externo del serpentín de tubos y dispositivos pre-cargados y de compensación, para detectar desalineamientos, deformaciones, resortes vencidos, interferencias, restricciones a la expansión térmica fuera de diseño, entre otros.

Inspección del estado de la soportería de los tubos.

176 255

6.1-3 Inspección con equipo de termográfia del interior del calentador para detectar si existe sobrecalentamiento de los tubos, soportes o refractario.

177 255

6.1-4 Inspección con equipo de termografia del exterior del calentador para detectar si existe sobrecalentamiento en cubierta externa y chimenea, debido a falla en aislamiento y refractario.

177 255

6.1-5

Inspección visual en tubería y arreglos de nipleria para detectar:

Estado de la nipleria, existencias de tapones, integridad de válvulas de bloqueo y fugas.

Daños en el aislamiento de las tuberías de salida del horno.

Fugas en bridas y arreglos de nipleria.

Fugas en los rolados de los retornos de la zona de convección.

N/A 256






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Plataformas y escaleras.

6.1-6

Inspección visual de plataformas y escaleras para detectar:

Daños por corrosión, deformaciones, faltantes de rejillas y accesorios.

N/A 256

Quemadores.

6.1-7

Inspección visual de quemadores verificando:

Correcta orientación.

Color, forma y tamaño de las flamas los cuales deben ser acorde con el combustible que se esté quemando.

Incidencia de flama en los tubos, soportes y refractario.

Que los gases de combustión a la salida de la chimenea deben de estar libres de humo negro. Para gas combustible los gases son transparentes y para combustóleo el gas de combustión es brumoso de color gris.

El calentador debe operar con el mayor número de quemadores encendidos para una liberación uniforme de calor. En caso de requerir del apagado de algunos quemadores, por operación a baja carga ó mal estado físico de quemadores, estos deben de apagarse en forma alternada procurando que la liberación de calor sea lo más uniforme posible.

Correcta operación de las compuertas de entrada de aire.

Estado de las válvulas de bloqueo de los quemadores.

178 256/257

6.1-8

Inspección de pilotos verificando: La flama del piloto debe ser estable, regularse manualmente y el piloto debe permanecer encendido durante la operación del calentador.

179 257

Revisión de variables de operación y verificación de operación dentro de límites seguros, de los siguientes parámetros:

6.1-9 Medición y control del exceso de aire (contenido de oxígeno en los gases de combustión) para obtener una buena eficiencia térmica del calentador

180 258

6.1-10 Se debe monitorear la temperatura de los gases de combustión en el puente y en la chimenea.

180 258

6.1-11

Se debe controlar el tiro (diferencia de presión entre los gases y la presión atmosférica) en el puente del calentador en un valor entre 0.05 y 0.1 pulg de H20, así como revisar el perfil de presión a lo largo del calentador.

181 258

6.1-12 Registrar las temperaturas de pared de tubos y comparar con los valores típicos y de diseño con la finalidad de detectar y corregir la incidencia de flamas.

181 258

6.1-13 Verificar que la temperatura del combustóleo sea mayor a la requerida para que la viscosidad del combustóleo sea menor a 200 SSU

182 258






Fecha: 06/06/2007

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(pagina)

6.1-14 Verificar que la diferencial de presión entre el vapor de atomización y el combustóleo sea de 2.1 kg/cm2.

182 259

6.1-15

Las emisiones de contaminantes originados en los quemadores deben cumplir con la NOM-085-SEMARNAT-1994 NOx<=375 ppm PST<=450 (1), 400 (2) y 350 (3) mg/m3 En función de la carga térmica (MMBtu/h): (1) menor a 40.7, (2) mayor a 40.7 y menor a 104.3 y (3) mayor a 104.3

182 259

Revisión de las características de la carga y condiciones de proceso verificación de operación dentro de límites seguros.

6.1-16

Obtener las propiedades de la carga (°API, SpGr, PM, curvas de destilación etc) que permitan caracterizarla y comparar contra la carga de diseño, verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.

183 259

6.1-17 Obtener el flujo del fluido de proceso alimentado al calentador así como determinar el porcentaje de carga, verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.

183 259

6.1-18 Obtener la temperatura del fluido de proceso a la entrada y a la salida del calentador, verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.

184 260

6.1-19 Obtener los datos de presión del fluido de proceso a la entrada y salida del calentador, verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.

184 260

Instrumentación y sistemas de protección.

6.1-20

Inspección visual verificando que el sistema de paro de emergencia no se encuentre inhibido (válvulas calzadas, transmisores simulados a un valor fijo de salida o bloqueados, lógicos de protección por by-pass, solenoides de-energizadas o desconectadas, así como alarmas inhibidas).

N/A 260

6.1-21

Inspección en los tableros de control o SCD, verificando:

Integridad de todas las señales.

Operación en modo automático de los lazos de control.

N/A 260

6.1-22

Inspección en campo, verificando:

Que no se opere con válvulas de control calzadas.

Que no se opere con válvulas de control bloqueadas y operando por los directos.

N/A 260

6.1-23

Inspección visual de los sistemas de detección de F&G en campo y tableros de señalización verificando:

Integridad de los detectores.

Disponibilidad de alarmas tanto audibles como visibles.

N/A 261

6.1-24 Inspección visual en campo verificando: la integridad del sistema de encendido automático?

N/A 261

Generales

6.1-25 Inspección visual verificando la no existencia de fugas por prenses de válvulas, bridas y conexiones.

N/A 261






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(pagina)

6.1-26 Inspección visual verificando la correcta operación de los sistemas de trazas de vapor o trazas eléctricas para el circuito de combustóleo.

N/A 261

6.1-27 Inspeccionar los tableros de distribución eléctrica y tableros de alumbrado mediante termo-grafía, para verificar la no existencia de puntos calientes.

N/A 261

6.1-28 Inspección visual en los tableros verificando que las luces indicadoras de estado de los equipos eléctricos operen correctamente.

N/A 261

6.1-29

Monitoreo de condiciones de los ventiladores:

Consumos de corriente al motor.

Ruidos.

Vibraciones.

Inspección visual verificando que no existan cuerpos extraños cerca de los motores de los ventiladores que puedan introducirse o que obstaculicen la libre circulación de aire para enfriamiento.

184 261

6.1.30

Inspección visual verificando:

que el equipo eléctrico accesorios y tuberías estén firmemente instalados.

que las cajas de conexión, tapas, mangueras de conexión estén colocadas y cerradas.

185 261

6.1.31 Inspección visual del cumplimiento con la clasificación eléctrica de áreas existente en el área del calentador.

185 262

6.1-32 Inspección visual verificando que los registros eléctricos están secos y libres de objetos extraños.

186 262

6.1-33

Inspección visual de la red de tierras verificando:

que todos los equipos eléctricos y cajas de conexiones instaladas en el calentador, tengan conexión de puesta a tierra.

que la conexión de puesta a tierra de los equipos eléctricos y cajas de conexiones, esté firmemente atornillada o soldada.

que la red de puesta a tierra del calentador esté interconectada con la red general de puesta a tierra de la planta.

que el área de contacto entre el equipo o accesorio y la zapata para conexión a tierra, esté libre de material tales como pintura, pintura, oxidaciones o sulfataciones.

187 262

6.1-34

Verificar que el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, protege completamente al calentador aplicando el Método de esferas rodantes de la norma N.F.P.A 780-2004 así como los materiales utilizados en este sistema.

188 262

6.1-35

Inspección visual del sistema de protección contra descargas atmosféricas verificando:

que las conexiones del sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas esté firmemente instalado.

esté interconectado con la red general de puesta a tierra de la planta.

188 262






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(pagina)

6.1-36 Inspección visual verificando que todas las luminarias del calentador funcionen en forma óptima.

N/A 263

6.1-37 Inspección visual verificando que las luces de obstrucción operen correctamente.

N/A 263

6.1-38 Inspección visual verificando la UPS de que alimenta a las luces de obstrucción estén en línea y sin alarmas presentes.

N/A 263






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6.11.- LI-06B LINEAMIENTOS PARA INSPECCIÓN DE CALENTADORES FUERA DE

OPERACIÓN. Las actividades que deberán contemplar los programas de inspección de los calentadores a fuego directo cuando este se encuentre fuera de operación son los que se indican a continuación. Nota 1: Las frecuencias de inspección serán determinadas en base a los análisis estadísticos resultados de las inspecciones previas. Nota 2.- Algunas de las pruebas indicadas en el presente documento serán complementarias cuando se requiera un análisis específico para la detección de fallas, para este tipo de inspecciones se hace dentro del mismo lineamiento la observación de “complementaria”.



(pagina)

6.2-1

Inspección visual externa de tubos y accesorios para detectar:



Los componentes estructurales internos, tales como los soportes de tubos, codos, cabezales, deben ser examinados para verificar que no estén dañados o con sobrecalentamiento.

Desprendimiento, sobrecalentamiento, fracturas, despostillado, erosión y decoloración localizada del concreto refractario.

190 264

6.2-2

Inspección visual interna de los tubos con Baroscopio. Inspección complementaria que se debe efectuar cuando se detectaron fallas mediante inspección visual o cuando se requiera efectuar una valoración por ensuciamiento interno.

191 264

6.2-3

Medición de espesores de tubos y accesorios por ultrasonido desde el exterior. Deben ser tomadas lecturas de espesores con ultrasonido en localizaciones especificas en la sección de radiación, tubos accesibles de la sección escudo de la sección de convección y retornos.

191 264

6.2-4 Medición externa del crecimiento diametral/circunferencial de los tubos.

192 264

6.2-5 Medición de la profundidad de picaduras sobre la superficie externa de los tubos y accesorios.

193 264

6.2-6

Medición del diámetro interno y espesores de tubos y accesorios desde el interior con el uso del “diablo instrumentado” (intelligent pigs/in line devices). Inspección complementaria que se debe efectuar para evaluar los daños por creep (termofluencia) y corrosión.

193 265

6.2-7 Medición de espesor de pared de tubos y retornos así como identificación de la presencia y espesor de coque por medio de inspección radiográfica.

194 265

6.2-8 Medición de dureza superficial en el exterior de tubos, accesorios y soldaduras.

195 265

6.2-9 Inspección por líquidos penetrantes y partículas magnéticas para detección de fisuras e imperfecciones superficiales.

195 265

6.2-10 Metalografía en sitio/replicación.

195 265






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6.2-11 Inspección de termoskines (medidores de temperatura de pared de tubos) inspeccionando las soldaduras con líquidos penetrantes.

196 265

6.2-12 Pruebas magnéticas con un imán en tubos austeníticos para verificar áreas carburización.

197 265

6.2-13 Prueba del martillo. 197 265

6.2-14 Estimación de la vida útil remanente de los tubos de acuerdo al Anexo “A” del código API-530.

198 266

6.2-15

Inspección visual interna de la envolvente estructural y sus componentes para detectar:

Flexionamiento de columnas causado por sobrecarga o sobrecalentamiento.

Flexionamiento de vigas y trabes.

198 266

6.2-16








199 266

6.2-17



200 267

6.2-18

Inspección de caja de cabezales verificando:

Torceduras que generen exceso de aire en el calentador.

Observación de fugas de fluidos de proceso, los cuales se depositan en los pisos de las cajas de cabezales.

200 267

6.2-19

Inspección de mirillas y puertas de acceso verificando:

Se encuentren operables.

El empaque de la puerta de acceso en buenas condiciones.

201 267

6.2-20

Inspección de puertas de explosión verificando:


Cierre adecuado que evite la entrada de aire.

202 267

6.2-21

Inspección del recubrimiento refractario verificando la no existencia de:

Grietas, erosión.

Recalentamiento.

Abombamiento o desprendimiento.

202 268






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6.2-22 Cuando se efectué cambio de refractario se debe establecer el control de calidad de la instalación de recubrimientos refractarios monolíticos con base al API RP 936.

203 268

6.2-23

Inspección de soportes de tubos intermedios y espejos verificando la no existencia de:

Grietas, oxidación, corrosión, deformación y debilitamiento.

204 268

6.2-24

Inspección de reguladores de tiro (dampers) verificando:

La no existencia de corrosión o deformaciones debido a sobrecalentamiento.

Integridad de los soportes, barras guía y seguros.

Su correcta operación y cierre.

Posición del regulador de tiro con dispositivos de indicación tanto en el panel de control como en el exterior.

204 268

6.2-25

Inspección de los ventiladores de tiro forzado y tiro inducido verificando:

Instalación del cubre-cople.

Su correcta operación.

205 269

6.2-26

Inspección de sopladores de hollín verificando:

Correcta operación.

Integridad de la soportaría del soplador.

Fugas.

206 269

6.2-27

Inspección de precalentadores de aire recuperativo verificando la no existencia de:

Corrosión.

Suciedad.

Daños.

207 269

6.2-28 Inspección por corrosión de precalentadores de aire regenerativo.

208 269

6.2-29 El 10% de todos los materiales de aleación deben contar con la Identificación Positiva de Materiales PMI.

208 269

6.2.30

Inspección de la zona de convección verificando:

Se encuentre completo y en buen estado el aletado de la tubería.

La no existencia de suciedad y obstrucciones en el aletado de la tubería.

N/A 269

6.2-31

Se deben realizar las siguientes pruebas a los tableros de distribución eléctrica:

Resistencia de aislamiento a interruptores.

Resistencia de aislamiento a transformadores de medición y control.

209 270

6.2-31

Se deben realizar las siguientes pruebas a unidad de energía ininterrumpible:

Pruebas dinámicas de soporte de carga.

Prueba del by-pass.

Prueba de regulación.

209 270






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6.2-32

Se debe realizar inspección de los tubos reformadores y de pirolisis con ultrasonido de ondas de corte (ultrasonic shearwave) y ultrasonido de difracción tiempo-velocidad (TOFD – time-of-flight diffraction) para detectar presencia de fisuras.

N/A 270






Fecha: 06/06/2007

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7.-DISPOCISIONES TRANSITORIAS. PRIMERO.- El presente lineamiento entrará en vigor a partir de la fecha en que se apruebe por la Dirección Corporativa de Operaciones. SEGUNDO.- El presente lineamiento será aplicable en todas las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. TERCERO.- La Dirección Corporativa de Operaciones está facultada para emitir y difundir el presente lineamiento a todas las áreas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios y la Máxima Autoridad de cada Centro de Trabajo de la difusión y aplicación en su área de Responsabilidad. CUARTO.- La interpretación y aplicación de las presentes disposiciones, estará a cargo de la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento de la Dirección Corporativa de Operaciones. QUINTO.- ACTUALIZACIÓN.- La revisión del presente lineamiento es responsabilidad de la Dirección Corporativa de Operaciones (Subdirección de Coordinación de Mantenimiento) se realizará cada dos años o antes si las necesidades de modificación, actualización ó vigencia lo demandan, se deberán indicar los cambios y modificaciones en la tabla del apartado 9.-Sección de Actualizaciones y Cambios. SEXTO.- ACTUALIZACIÓN DE ANEXOS- La revisión de los anexos 1, 2, 3 y 4 del presente lineamiento es responsabilidad de la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento, perteneciente a la Dirección Corporativa de Operaciones, se realizará cada dos años.






Fecha: 06/06/2007

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8.-SECCIÓN DE ACTUALIZACIONES Y CAMBIOS.

Hoja No.

No. Revisión

Descripción del Cambio o Actualización

Iníciales, Firma y Fecha

Revisión Aprobó

Nota: por cada cambio anotado se debe llenar la forma DCA-01 incluida en el Procedimiento Administrativo para la Emisión o Actualización de Normatividad Interna en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Clave: PA-800-70010-01 (Anexo 3)






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ANEXO 1.

SOPORTE TECNICO NORMATIVO






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1.1.1 Quemadores

Lineamiento 1.1.1-1

Los quemadores deben ser de alta eficiencia, bajo NOx y con atenuador de ruido

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.1 inciso b), r) y i)

Texto original de la referencia

b) Todos los quemadores deben ser de alta eficiencia, bajo NOx, y con atenuador de ruido.

r) Deben tomarse las previsiones necesarias para que el suministro de aire a cada quemador pueda ajustarse manualmente.

i) El quemador debe diseñarse para un nivel de ruido máximo permisible de 85 decibeles a una distancia de un metro del punto de generación de este, medido en respuesta lenta en la escala “A” del medidor (sonómetro). En caso de rebasar este valor, el quemador debe llevar un atenuador de ruido para cumplir con dicho requisito.

Comentarios o Beneficios

Los quemadores de alta eficiencia son capaces de lograr una combustión completa con bajos excesos de aire, por lo que deberán contar con mecanismos para el ajuste fino del exceso de aire.

La operación con bajo exceso de aire da como resultado mayor eficiencia térmica lo que implica menor consumo de combustible y por ende reducción de costos de operación y de emisión de contaminantes.

Los quemadores de baja emisión de NOx contribuyen a reducir el impacto al ambiente.

Para protección del personal, el ruido proveniente de los quemadores no debe rebasar el máximo recomendado.

Lineamiento 1.1.1-2

El quemador debe contar con facilidades para la inspección y mantenimiento.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.1 inciso m)

API STD 650 secciones 10.1.12 y 10.1.18






Fecha: 06/06/2007

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m) El quemador y su cañón podrán desmontarse mientras el calentador esta en operación. El diseño del quemador debe de permitir una fácil inspección, con el objeto de reemplazar el cañón.

API STD 560 10.1.12 …A means shall be provided to view the burner and pilot flame during light off and operating adjustment.

API STD 560 10.1.18 Gas manifolds and oil guns shall be removable while the heater is in operation.

Traducción

API STD 560 10.1.12 Se debe proveer de mirillas para observar la flama del piloto y del quemador en el encendido y en los ajustes en operación.

API STD 560 10.1.18 Las boquillas de gas y el cañón de combustóleo deben poder desmontarse mientras que el calentador esta en operación


Las facilidades para la inspección y mantenimiento, que se recomienda que tenga los quemadores son las siguientes:

El quemador debe contar con puertos (mirillas) para la observación y ajuste de la flama. Las mirillas deben cerrar herméticamente para evitar entradas parásitas de aire.

El quemador no debe tener conexiones que dificulten la observación de las flamas a través de las mirillas.

El diseño del quemador debe de contar con las facilidades necesarias para dar limpieza al interior de la caja de aire sin la necesidad de desmontar toda la caja de aire de su posición en el piso del calentador.

Para facilidad de mantenimiento se requiere que las partes principales del quemador sean atornilladas y no soldadas. El damper y mofle del quemador deben ser atornillados y las boquillas de gas y combustóleo deben ser roscadas.

El diseño del quemador debe permitir una remoción sencilla de las boquillas de gas y del cañón de combustóleo para su limpieza y mantenimiento, así como su fácil reinstalación.

Lineamiento 1.1.1-3 Cada quemador debe de contar con un manómetro para indicar la presión del combustible.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

Mejores prácticas de ingeniería


No aplica.


El cabezal de distribución de combustible a cada quemador debe ser simétrico para una distribución igual a cada quemador. Sin embargo, cuando esto no ocurre o para una mayor facilidad de ajuste de la flama en cada quemador es necesario contar con indicador de presión en cada quemador.

Lineamiento 1.1.1-4 En caso de combustóleo, se debe contar con un manómetro en cada quemador para indicar la presión del vapor de atomización

Referencia



No aplica


Para ajustar la diferencial de presión entre el combustóleo y el vapor de atomización y por ende la flama y la combustión en cada quemador, se debe contar con indicadores de presión del combustóleo y del vapor de atomización en cada quemador.

Lineamiento 1.1.1-5

Los quemadores deben de tener un piloto por cada quemador. El material del piloto debe ser resistente a la corrosión, erosión y a la temperatura a la que este expuesto

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.1 f) y 3. c)

API STD 560 Sección 10.1.6


NRF-089 8.2.10.1 f) Los calentadores deben de diseñarse con quemadores múltiples debiendo tenerse un piloto por cada quemador.






Fecha: 06/06/2007

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NRF-089 8.2.10.3 c) El material del extremo del piloto debe ser resistente a la corrosión, a la erosión y a la temperatura a que esté expuesto.

API STD 560 Section 10.1.6 Unless otherwise specified, gas pilots shall be provided for all burners.

Texto original

API STD 560 Sección 101.6 A menos que otra cosa sea especificada, los pilotos deben suministrarse para cada quemador


Para mayor seguridad y fácil encendido cada quemador debe contar con su propio piloto.

Lineamiento 1.1.1-6 La flama del piloto debe ser estable, regularse manualmente y el piloto debe permanecer encendido durante la operación del calentador.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.3 incisos a), b) y h)

API STD 560 Sección 10.1.7 c.


a) La flama del piloto debe tener suficiente estabilidad y penetración para lograr el encendido del quemador.

b) La flama del piloto debe regularse manualmente y el diseño del mismo debe de ajustarse para consumir un mínimo de combustible.

h) El piloto debe permanecer encendido durante la operación a menos que el comprador especifique otra cosa.

API STD 560 Section 10.1.7 c. The pilot burner shall remain stable over the full firing range of the main burner. It shall also remain stable upon loss of main burner fuel, minimum draft, all combustion air rates and for all operating conditions.

Traducción

El piloto debe tener estabilidad en todo el rango de quemado del quemador. La estabilidad del piloto debe permanecer aunque se apague el quemador, en condiciones de tiro mínimo, para todo el rango de quemado y para todas las condiciones de operación.


Quemadores con pilotos que cumplan con las características descritas incidirá en tener una mayor seguridad en la operación del quemador.






Fecha: 06/06/2007

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Piloto con una boquilla de longitud total de 6 pulgadas como mínimo para asegurar la estabilidad de la flama del piloto.

El mezclador del piloto debe de localizarse fuera de la caja de aire (plenum)

El piloto encendido durante la operación, garantiza la no acumulación de mezclas explosivas al interior del calentador.

Lineamiento 1.1.1-7 El sistema de encendido de los pilotos debe ser como mínimo semiautomático a base de un encendedor eléctrico portátil o sistema de bujía fija.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.3 j)

API STD 560 Sección 10.1.6


NRF-089 8.2.10.1 j) El vendedor debe de suministrar tres encendedores eléctricos manuales portátiles por calentador, para el encendido de los pilotos.


La experiencia ha mostrado que el encendido manual de los pilotos con encendedores eléctricos portátiles es la mejor opción para los calentadores a fuego directo del sistema nacional de refinación. El encendido automático tiende a deteriorarse y finalmente a fallar debido al uso de combustóleo y al vapor de apagado.

Lineamiento 1.1.1-8

Para calentadores con quemadores a piso, el claro mínimo del piso al punto más cercano del registro del quemador debe ser de 2.058 m.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.2.a.


El claro mínimo del piso al punto más cercano del registro del quemador debe ser de 2.058 m para calentadores con quemado a piso






Fecha: 06/06/2007

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Esta distancia está determinada para los quemadores de bajo NOx que son más largos que los convencionales. La sustitución de quemadores por tecnologías de bajo NOx debe considerar este requisito.


Lineamiento 1.1.2-1

En calentadores con multipasos los serpentines deben ser simétricos térmica e hidráulicamente.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 Inciso 8.2.1 h)

API-STD-560 Sección 2.1.1


NRF-089 8.2.1 h) Los calentadores multipasos se deben diseñar para una simetría térmica e hidráulica en todos los pasos.

API-STD 560, 2.1.1 Heaters shall be designed for uniform heat distribution. Multi-pass heaters shall be designed for hydraulic symmetry of all pass.

Traducción

API-STD 560, 2.1.1 Los calentadores deben diseñarse con una distribución uniforme de calor. Calentadores con multipasos deben diseñarse con simetría hidráulica


Simetría térmica e hidráulica en los calentadores significa la misma temperatura a la salida y la misma caída de presión para todos los pasos.

Lineamiento 1.1.2-2

Los tubos de los serpentines deben ser tubos sin costura y fabricados de acuerdo a especificación ASTM.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 Inciso 8.2.2 i)

API STD 560 sección 3.1.4 y 3.3 Texto original de la referencia

NRF-089-PEMEX-2004 Inciso 8.2.2 i) Los serpentines deben fabricarse de tubería sin costura.






Fecha: 06/06/2007

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API STD 560 section 3.1.4 All tubes shall be seamless, preferably in single continuous lengths.

API STD 560 section 3.3 Tube materials shall conform to ASTM specifications.

Traducción

API STD 560 sección 3.1.4 Los tubos deben ser sin costura, preferentemente de una sola pieza

API STD 560 sección 3.3 El material de los tubos debe ser conforme a las especificaciones ASTM


Simetría térmica e hidráulica en los calentadores significa la misma temperatura a la salida y la misma caída de presión para todos los pasos.

Lineamiento 1.1.2-3

La sección de tubos escudo debe de contar con 3 hileras de tubos lisos antes de la sección de tubos con superficie extendida

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 Inciso 8.2.2 f)

API STD 560 2.3.7


f) La sección escudo debe tener por lo menos tres camas de tubos desnudos.

API STD 560 2.3.7 Shield sections shall have at least three rows of bare tubes

Traducción

La sección de tubos escudo debe tener al menos tres hileras de tubos desnudos


Las superficies extendidas de los tubos (aletas ó pernos) deben ser protegidos de la radiación directa de la flama y del contacto con gases de combustión a muy alta temperatura para evitar que se destruyan afectando el comportamiento térmico del calentador.

Lineamiento 1.1.2-4

El material y espesor de los tubos escudo (tubos lisos) debe ser el mismo que el de los tubos de radiación, cuando correspondan al mismo servicio






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 Inciso 8.2.3.1 c)

API STD 560 sección 3.1.7


c) Cuando los tubos de la sección escudo y la sección de radiación correspondan al mismo servicio, estos deben ser del mismo material y espesor.

API STD 560 section 3.1.7 When the shield and radiant tubes are in the same service, the shield tubes exposed to direct flame radiation shall be of the same material and thickness as the connecting radiant tubes

Traducción

API STD 560 sección 3.1.7 Cuando los tubos escudo y los tubos de la sección de radiación correspondan al mismo servicio y los tubos escudo estén expuestos a la radiación directa de la flama deben ser del mismo material y espesor que los tubos de la sección de radiación.


Los tubos escudo están sometidos a densidades de calor (flux) del mismo orden ó inclusive mayor que los tubos de radiación, es por ello que deben ser del mismo material y espesor que los tubos de radiación.

Lineamiento 1.1.2-5

Para calentadores que operen con combustible líquido ó dual, los tubos de superficie extendida deben de ser pernados.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 Inciso 8.2.3.2 b)


b) El tipo y las dimensiones de la superficie extendida de los tubos de convección en función del tipo de combustible utilizado deben cumplir con la especificación siguiente: Para gas combustible utilizar tubos aletados. Para combustóleo utilizar tubos pernados.


No se deben utilizar tubos aletados en calentadores que operen con combustóleo ya que las aletas fácilmente se taponan con el hollín y son más difíciles de limpiar, además de una menor resistencia a la corrosión por compuestos de azufre.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 1.1.2-6

No se aceptan uniones soldadas de materiales disímiles.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.3.1.d


Cuando la tubería de enlace sea externa esta debe ser de la misma metalurgia que la tubería precedente de convección y cuando la tubería de enlace sea interna esta debe ser de la misma metalurgia que la tubería de radiación. La unión de materiales diferentes debe ser bridada y no sujetas a la radiación directa o flujo de gases de combustión, no se aceptan uniones soldadas de materiales disímiles.


Este requisito elimina la posibilidad de falla por fragilización de la unión soldada para materiales disímiles.

1.1.3 Soportes

Lineamiento 1.1.3-1

Cuando se queme combustóleo, todos los soportes deben ser recubiertos con 51 mm de espesor de concreto refractario.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.5.2.d.

API 560 numeral 6.1.1.d



Para calentadores que quemen combustóleo, todos los soportes deben ser recubiertos con 51 mm de espesor de concreto refractario consistente en una mezcla de Lumnita, Haydita y Vermiculita en una proporción en volumen de L: H: V 1:2:4 y/o un material equivalente, con anclas de acero inoxidable 18Cr – 8Ni o equivalente.

API 560 numeral 6.1.1.d. No credit shall be taken for the insulating effect of refractory coatings on intermediate supports or guides.

Traducción

API 560 numeral 6.1.1.d. No se le debe dar crédito por efectos aislantes al recubrimiento refractario sobre soportes intermedios y guías.






Fecha: 06/06/2007

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Es un método de protección contra la corrosión a altas temperaturas, con lo cual se aumenta la vida útil por este factor.

El API 560 numeral 6.1.1.d indirectamente indica el uso de un recubrimiento refractario sobre los soportes intermedios sin indicar su función, solo indica que este recubrimiento no debe ser considerado desde el punto de vista de transferencia de calor para fijar la temperatura de diseño de los soportes:

Por lo cual en la norma NRF-089-PEMEX-2004 se le dio una definición precisa y clara de su función y espesor requerido, lo cual es una práctica muy efectiva en una importante cantidad de refinerías que queman combustóleo, para reducir el deterioro y falla de los soportes intermedios por corrosión a altas temperaturas bajo esfuerzos, que en muchos de los casos el daño se extiende hasta el serpentín de tubos.

1.1.4 Refractario

Lineamiento 1.1.4-1 El recubrimiento refractario debe ser provisto con juntas de expansión

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.6.1.f.


Deben ser provistas juntas de expansión tanto en las direcciones verticales como horizontales, uniones de paredes, pozos de fuego de quemadores, puertas y mirillas.


La instalación de juntas de expansión en las paredes recubiertas con concreto refractario elimina una de las causas de falla de este componente

Lineamiento 1.1.4-2

El piso de todos los calentadores debe ser aislado con un arreglo de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente y con concreto refractario de respaldo






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.6.2.a


El piso de todos los calentadores debe ser aislado con un arreglo de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente con un módulo de ruptura mínimo de 3.45 Mpa, un cono pirométrico equivalente de 33 ½, de 63 mm de espesor, y concreto refractario de respaldo consistente en una mezcla de Lumnita, Haydita y Vermiculita en una proporción en volumen de L:H:V 1:2:4 y/o un material equivalente de acuerdo a las temperaturas de diseño. En caso de que el concreto sea instalado en taller se deben colocar anclas de acero inoxidable 18Cr – 8Ni o equivalente, en un arreglo triangular equilátero de 2 veces el espesor de refractario de distancia entre anclas.


Representa una estandarización para facilitar las actividades de mantenimiento, con base a su resistencia mecánica y química, así como la optimización desde el punto de vista de transferencia de calor

Lineamiento 1.1.4-3 Las paredes escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo, deben ser aisladas con concreto refractario aislante.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.6.2.b.


Las paredes escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo, deben ser aisladas con concreto refractario aislante consistente en una mezcla de Lumnita, Haydita y Vermiculita en una proporción en volumen de L:H:V 1:2:4 y/o un material equivalente de acuerdo a las temperaturas de diseño, con anclas de acero inoxidable 18Cr – 8Ni y/o un material equivalente, en un arreglo triangular equilátero de 2 veces el espesor de refractario de distancia entre anclas.


Representa una estandarización para facilitar las actividades de mantenimiento, con base a su resistencia mecánica y química, así como la optimización desde el punto de vista de transferencia de calor.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 1.1.4-4

Las paredes que no están escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo y se tenga una temperatura de servicio mayor a 1038° C y quemado vertical, deben ser aisladas con una pared compuesta de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente, y concreto refractario y/o ladrillo aislante como recubrimiento de respaldo

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.6.2.c


Las paredes que no están escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo y se tenga una temperatura de servicio mayor a 1038° C y quemado vertical, deben ser aisladas con una pared compuesta de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente con un módulo de ruptura mínimo de 3.45 Mpa, un cono pirométrico equivalente de 33 ½, de 63 mm de espesor, y concreto refractario de respaldo y como recubrimiento de respaldo se puede utilizar uno o una combinación de los siguientes materiales de acuerdo a las temperaturas de diseño, para cumplir con el requerimiento de temperatura de cara fría: concreto refractario aislante consistente en una mezcla de Lumnita, Haydita y Vermiculita en una proporción en volumen de L:H:V 1:2:4 y/o un material equivalente, y/o ladrillo aislante de 0.54 g/cm3 y/o materiales equivalentes. El sistema de anclaje debe proporcionar soporte independiente de cada capa del recubrimiento para techos y posiciones sobrecabeza. Cuando la temperatura de servicio sea menor o igual a 1038° C, las paredes no escudadas por tubos de la sección de radiación deben ser aisladas con concreto refractario aislante consistente en una mezcla de Lumnita, Haydita y Vermiculita en una proporción en volumen de L:H:V 1:2:4 y/o un material equivalente, con anclas de acero inoxidable 18Cr – 8Ni y/o un material equivalente, en un arreglo triangular equilátero de 2 veces el espesor de refractario de distancia entre anclas


Representa una estandarización para facilitar las actividades de mantenimiento, con base a su resistencia mecánica y química, así como la optimización desde el punto de vista de transferencia de calor

Lineamiento 1.1.4-5 Las paredes laterales de la sección de convección cuando se queme gas o combustóleo, deben ser aisladas con concreto refractario aislante

Referencia







Fecha: 06/06/2007

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Las paredes laterales de la sección de convección cuando se queme gas o combustóleo, deben ser aisladas con concreto refractario aislante consistente en una mezcla de Lumnita, Haydita y Vermiculita en una proporción en volumen de L:H:V 1:2:4 y/o un material equivalente de acuerdo a las temperaturas de diseño, con anclas de acero inoxidable 18Cr – 8Ni y/o un material equivalente en un arreglo triangular equilátero de 2 veces el espesor de refractario de distancia entre anclas.



Lineamiento 1.1.4-6

Todos los ductos que manejen gases de combustión después de la salida de la sección de convección de los calentadores, incluyendo los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire, deben ser aislados con concreto refractario aislante.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.6.2.e.


Todos los ductos que manejen gases de combustión después de la salida de la sección de convección de los calentadores, incluyendo los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire, deben ser aislados con concreto refractario aislante consistente en una mezcla de Lumnita y Haydita en una proporción en volumen de L:H 1:4 y/o un material equivalente de acuerdo a las temperaturas de diseño, con anclas individuales de acero al carbono en un arreglo triangular equilátero de 1.75 veces el espesor de refractario de distancia entre anclas.



Lineamiento 1.1.4-7 Los calentadores con tubos verticales localizados al centro de la sección de radiación con quemado lateral y que quemen solamente gas deben utilizar en la sección de radiación módulos de fibra cerámica.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.6.2.l


Los calentadores con tubos verticales localizados al centro de la sección de radiación con quemado lateral y que quemen solamente gas deben utilizar en la sección de radiación módulos de fibra cerámica de 128 Kg/m3 de densidad mínimo, para una temperatura de servicio de 260°C mayor que la temperatura de cara caliente calculada, con anclas individuales de acero inoxidable 18Cr – 8Ni y/o un material equivalente.



1.1.5 Chimenea

Lineamiento 1.1.5-1

La chimenea debe contar con plataformas, escaleras, barandales y puertos de muestreo

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 8.2.8.1 inciso c)

NMX-AA-09-1993-SCFI Apéndice A


c) Se deben suministrar plataformas y escaleras para tener acceso a los puertos de muestreo de emisiones contaminantes a la atmósfera localizados en la chimenea, de acuerdo a la norma NMX-AA-09-1993-SCFI


Cumplimiento de la normatividad

Lineamiento 1.1.5-2

La altura de la chimenea debe cumplir con lo siguiente: a) Debe ser mayor a 32 m sobre nivel del piso terminado, b) Mayor en 5 metros a la de las estructuras cercanas y c) Altura requerida por el estudio de dispersión de contaminantes.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 8.2.9.1 inciso c)






Fecha: 06/06/2007

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c) todas las chimeneas deben ser fabricadas de placa de acero y del tipo auto soportada con una altura mínima de 32 m., sobre el nivel de piso terminado. En aquellos casos en que se encuentren localizados cerca de poblaciones, la altura se debe determinar de acuerdo al estudio de dispersión de contaminantes especifico de la planta, de acuerdo a la NMX-AA-107-1988


La altura de la chimenea, independientemente de cumplir con la altura requerida por proceso, debe cumplir lo siguiente:

a) Altura mínima de 32 m

b) La altura de la chimenea debe ser mayor al menos en 5 metros a la de las estructuras cercanas.

c) Altura adecuada de la chimenea para que la dispersión de contaminantes sea tal que se cumpla con las normas de calidad del aire.

Lineamiento 1.1.5-3

El último tramo de la chimenea (1.5 m) debe ser de acero inoxidable (A 176 TP 410)

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 8.2.9.1 inciso j)


j) Los últimos 1.5 m de la chimenea, deben ser de acero inoxidable 11-13 Cr

1.1.6 Reguladores de tiro

Lineamiento 1.1.6-1

Los reguladores de tiro deben ser accionados con actuadores neumáticos regulables con electroposicionador y con un accionador hidráulico manual como opción ante la falla neumática, incluyendo un sistema de accionamiento hidráulico desde el nivel de piso.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.12.a.


El regulador de tiro debe permanecer en la posición última a falla de la fuerza accionadora. Los reguladores de tiro deben ser accionados con actuadores neumáticos regulables con electroposicionador señal de 4-20 mA, 19.6 - 100 KPa, con un torque máximo requerido para 274.6 KPa de presión máxima de aire, a falla






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de aire debe abrir. Debe contar con un accionador hidráulico manual como opción ante la falla neumática, incluyendo un sistema de accionamiento hidráulico desde el nivel de piso.


Lineamiento 1.1.7-1 Se debe contar con plataformas y/o escaleras marinas para propósitos de inspección de de-coquizado.

Referencia



Se debe suministrar una plataforma y/o escaleras marinas para acceso a cada puerta de observación, instrumentación, termocoples para de-coquizado y bridas para propósitos de inspección de de-coquizado


Para los calentadores que requieren de-coquizado, es importante considerar desde el diseño, los accesos para supervisar el desarrollo de esta actividad. Actualmente no todos los diseños lo consideran.

1.1.8 Misceláneos

Lineamiento 1.1.8-1 No se permite el uso de conexiones roscadas antes del primer bloqueo para tomas de instrumentos, para el caso de los temopozos estos deben ser del tipo bridado.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.4.1.c.


No se aceptan conexiones roscadas para el manejo de hidrocarburos.


Este requisito elimina la posibilidad de fugas de hidrocarburos.

Lineamiento 1.1.8-2

El calentador debe contar con las conexiones y accesorios necesarios para realizar el de-coquizado.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.16.3


Las siguientes partidas son requeridas cuando es especificado de-coquizado aire-vapor en la hoja de datos:

El número mínimo de termocoples para termoskines por paso debe ser tres; uno en cada tubo de radiación de la sección escudo, la salida, y uno más centrado.

Deben ser suministradas 2 bridas con aberturas por serpentín para propósitos de inspección.


Para calentadores que utilizarán decoquizado aire-vapor, se requiere incluir las conexiones para instrumentos y accesorios para supervisar esta activad, y eliminar el daño de los tubos por sobrecalentamiento. Las conexiones para instrumentos son adicionales a las requeridas para el control y operación normal del calentador.

Requerimientos de Pintura

Lineamiento 1.1.8-3

Las superficies expuestas a la intemperie se deben proteger con pintura.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, numeral 8.3.1h


Las superficies expuestas a la intemperie se deben proteger de la manera siguiente:

Para las superficies externas sujetas a temperaturas severas como son los casos del piso, paredes y techos de la sección de radiación y convección, si lleva ductos que comunican a las zonas de radiación y convección, apoyos de transición, transición y chimenea, se debe de realizar:

Limpieza con chorro de arena y acabado a metal blanco.

Aplicación de una capa de 3 milésimas de espesor de un primario inorgánico de zinc100% autocurante, base solvente, altos sólidos.

Aplicación de dos capas de 1.5 milésimas de espesor de un acabado de resina de silicón con pigmento de aluminio, altos sólidos, para altas temperaturas de 250 a 560 ºC.

Para superficies externas no sujetas a temperaturas severas como son las estructuras de acero (elementos estructurales de escaleras, sistemas de apoyo de






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plataformas, barandales de plataformas, escaleras marinas y contraventeos, entre otros), ventilador de tiro forzado y ducto de aire se debe de realizar:



Aplicación de dos capas de 3 milésimas de espesor de un acabado vinílico de altos sólidos.

Para las superficies internas no sujetas a temperaturas severas como el ducto de aire del ventilador de tiro forzado, se debe realizar:



Comentarios o Beneficios Este requisito tiene como objeto estandarizar los recubrimientos de pintura en calentadores

Puertas de limpieza

Lineamiento 1.1.8-4

Los calentadores deben contar con puertas de limpieza en las paredes laterales de la sección de convección.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.2.d


Todos los calentadores deben incluir en el diseño de la sección de convección puertas para limpieza con un claro mínimo de la abertura de 508 x 508 mm localizadas en las paredes laterales en la cantidad máxima posible de acuerdo al arreglo estructural de las paredes, para efectuar la limpieza mecánica de los tubos durante el paro del calentador


Estas puertas desmontables permiten efectuar la limpieza de los tubos de la zona de convección que por su arreglo son inaccesibles desde el interior del calentador, haciendo más efectiva las actividades de mantenimiento de esta sección.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 1.2.1-1

Todos los calentadores que utilicen combustóleo en su operación deben contar con sopladores de hollín. Los sopladores de hollín deben ser automáticos, secuenciales y totalmente retractiles

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.2 inciso c)

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.11 inciso a)

API STD 560 sección 10.2.1


c) Cuando el calentador sea diseñado para quemar combustóleo pesado o ligero, o cualquier tipo de combustible líquido, se deben suministrar sopladores de hollín tipo retráctil para la limpieza de la sección de convección.

a) Los sopladores deben ser automáticos, secuenciales y totalmente retractiles

API STD 560 section 10.2.1 Unless otherwise specified, soot blowers shall be automatic, sequential, and fully retractable

Traducción

API STD 560 sección 10.2.1 Si no se especifica otra cosa, los sopladores de hollín deben ser automáticos, secuenciales y totalmente retractiles


La operación de calentadores utilizando combustóleo requiere de paros para limpieza del hollín depositado en la sección de convección.

Los sopladores de hollín del tipo retráctil, debido a que no están permanentemente en contacto con los gases de combustión a alta temperatura, no requieren de materiales de alta aleación y presentan una mayor confiabilidad de operación.

Lineamiento 1.2.1-2

Los sopladores de hollín deben de arreglarse de manera que verticalmente cubran no más de dos hileras (camas de tubos) hacia arriba y dos hacia abajo

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.11.3 b)


b) se deben suministrar sopladores de hollín para soplar no más de 2 hileras (“camas”) de tubos con superficie extendida






Fecha: 06/06/2007

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Para obtener una limpieza efectiva de la sección de convección, los sopladores de hollín deben cubrir como máximo lo señalado en este punto. En caso contrario la eficiencia térmica del calentador se verá disminuida, afectando principalmente la rentabilidad de la planta por el aumento del consumo del combustible.

Lineamiento 1.2.1-3

Los sopladores de hollín deben de arreglarse de manera que horizontalmente cubran un radio máximo de 1.2 m

Referencia

API STD 560, inciso 10.2.4


Spacing of retractable soot blowers shall be based upon a maximum horizontal o vertical coverage of 1.2 m (4 feet) from the lance centerline

Traducción

El espaciamiento de los sopladores de hollín retractiles debe ser tal que cada soplador cubra como máximo un radio de 1.2 m (4 pies) a partir del centro de línea de la lanza.


Para un barrido completo y eficiente, los sopladores de hollín en cada hilera deben estar separados como máximo en 2.4 m, de la pared al primer soplador debe ser como máximo 1.2 m.

Lineamiento 1.2.1-4 El mecanismo de los sopladores de hollín debe de ser a prueba de polvo.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.2.b.


El mecanismo de los sopladores de hollín debe de ser a prueba de polvo y totalmente hermético.






Fecha: 06/06/2007

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Este requisito reduce los trabajos de mantenimiento de partes móviles

Lineamiento 1.2.1-5

Cada soplador debe tener una estación de botones de paro y arranque local con gabinete acorde a la clasificación eléctrica del área.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 8.2.11 g)

Mejores prácticas de Ingeniería.


8.2.11 g) Cada soplador debe tener un botón de arranque local alambrado en taller a prueba de explosión. Las estaciones de control local deben estar sujetas a los mismos dispositivos de protección y seguridad presentes en el sistema primario de control de sopladores.


Debe existir un botón de paro local también para cada soplador, por cuestiones de seguridad.

1.2.2 Precalentadores de aire

Lineamiento 1.2.2-1

Los calentadores a fuego directo con carga térmica mayor a 50 MMBtu/h, deben contar con un sistema de precalentamiento de aire.

Referencia



No aplica


Con un sistema de precalentamiento de aire los calentadores a fuego directo alcanzan una eficiencia térmica del 90 al 92% en base al poder calorífico inferior, representando ahorros de combustible del orden del 10 %.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 1.2.2-2

El sistema de precalentamiento de aire debe ser por cada calentador, no se recomienda sistemas comunes a dos ó más calentadores

Referencia



No aplica


Los sistemas de precalentamiento de aire comunes a dos ó más calentadores se tornan tan complejos que no permiten una adecuada operación.

Lineamiento 1.2.2-3

El calentador debe contar con la flexibilidad de operar con tiro natural cuando el sistema de precalentamiento de aire salga de operación.

Referencia

Mejores prácticas de ingeniería.


No aplica


La planta y por ende el calentador deben seguir operando a falla del sistema de precalentamiento de aire.

Lineamiento 1.2.2-4

El sistema de precalentamiento de aire debe contar con un ducto de desvío de aire (by pass).

Referencia



No aplica






Fecha: 06/06/2007

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El ducto de desvío de aire permite mantener el perfil de temperatura de los gases de combustión por arriba de la temperatura de rocío, a lo largo del precalentador de aire gases, ductos y chimenea

Lineamiento 1.2.2-5

La sección fría del precalentador de aire gases debe ser de tubos de vidrio ó tubos con recubrimiento vidriado.

Referencia



No aplica


Para evitar problemas severos de corrosión en la sección fría del precalentador aire gases, debido al alto contenido de compuestos de azufre en los combustibles utilizados en la operación de los calentadores a fuego directo, esta debe ser de tubos de vidrio ó tubos con recubrimiento vidriado.

Lineamiento 1.2.2-6

Los precalentadores deben contar con sopladores de hollín con vapor así mismo deben contar con sistema de lavado con agua a través del soplador.

Referencia



Los precalentadores deben ser suministrados con sopladores de hollín con vapor y con previsión de lavado con agua a través del soplador. Debe ser incluido un drenaje en la envolvente del precalentador.


Derivado de la geometría de la superficie de transferencia de calor de los precalentadores de aire, se requiere un sistema de limpieza que garantice la remoción de los depósitos producto de la combustión tanto en operación como fuera de operación.






Fecha: 06/06/2007

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1.2.3 Ventiladores

Lineamiento 1.2.3-1

El ventilador de tiro forzado debe estar equipado con un silenciador.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.2.13.1.g


La entrada del ventilador de tiro forzado debe estar equipada con un silenciador y malla de 13 mm, así como protección contra lluvia.


Este requisito garantiza el cumplimiento de los límites de ruido.

Lineamiento 1.2.3-2

Los ventiladores y sus accionadores deben ser para servicio a la intemperie

Referencia

API Standard 560 Ed. 2001

11.1.7

NRF-089-PEMEX-2004

8.2.13.1 a) y b)


11.1.7 Fan and driven equipment shall be suitable for outdoor installations, with no roof, unless otherwise specified. The purchaser shall specify the weather and environmental conditions in which the equipment must operate (including maximum and minimum temperatures and unusual humidity or dust problems).

8.2.13.1 a) El ventilador de tiro forzado, debe ser apropiado para servicio a la intemperie, y debe estar localizado a nivel de piso terminado.

8.2.13.1 b) El ventilador de tiro inducido, debe ser apropiado para servicio a la intemperie, y de preferencia se debe localizar sobre el techo de convección.

Traducción

11.1.7 Los ventiladores y su accionador serán adecuados para operar a la intemperie, sin techo, a menos que se especifique otra cosa. El comprador especificará las condiciones ambientales en las cuales el equipo operará (incluyendo temperaturas máximas y mínimas y problemas de humedad y polvo presentes).






Fecha: 06/06/2007

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Esta característica de los equipos garantiza un funcionamiento óptimo bajo cualquier condición ambiental.

Lineamiento 1.2.3-3

Los ventiladores deben ser accionados por motor eléctrico.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004

8.2.13.1 p)


8.2.13.1 p) Los ventiladores deben accionarse con motor eléctrico. Los accionadores deben cumplir con los requerimientos aplicables del estándar API 560 última edición.


Este requerimiento es adecuado, ya que los motores eléctricos son más eficientes que otros tipos de accionadores existentes. Se elimina el uso de turbinas de vapor como accionadores, estandarizándose el uso de motores eléctricos.

1.2.4 Domos

Lineamiento 1.2.4-1 Los domos de vapor deben ser fabricados de acuerdo al código ASME secciones I, VIII división 1, y IX.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.3.1.f.

Código ASME secciones I, VIII división 1, y IX


Los domos de vapor y tubería de interconexión deben ser fabricados de acuerdo al código ASME secciones I, VIII división 1, y IX última edición o equivalente


No se permite la aplicación de otros códigos extranjeros, solo el ASME.

1.2 Componentes de las Líneas de Proceso y Servicios de y al Calentado






Fecha: 06/06/2007

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1.3.1. Línea de proceso

Lineamiento 1.3.1-1 Se debe contar con arreglo simétrico de los pasos del serpentín para evitar flujos preferenciales

Referencia

Buena práctica de ingeniería

Ver Lineamientos de Instrumentación mínima de medición y control de flujo con la que deben contar los calentadores a fuego directo


Referirse a lineamientos de la sección 2.1.4 de Instrumentación y control


Debe controlarse el flujo de alimentación a serpentines de los calentadores y el arreglo debe ser simétrico para evitar flujos preferenciales

Lineamiento 1.3.1-2

Se debe contar con las hojas de especificaciones de tuberías, resguardadas en expedientes, estas hojas de especificaciones deben administrarse como documento controlado.

Referencia 1

NRF-032-PEMEX-2005 ANEXO 8.4

Texto original de la referencia 1

El servicio y las condiciones de operación determinan, el material a emplear para los sistemas de tuberías, siendo entre otras las siguientes:

a) Composición química del fluido a manejar.

b) Condiciones de operación: presión y temperaturas (máximas y mínimas).

c) Contenido de sólidos abrasivos, aceites o alguna otra sustancia extraña.

d) Problemas de contaminación ó coloración del fluido a ser manejado.

e) Resultado de materiales utilizados y experiencias adquiridas.

f) Condiciones ambientales.

g) Factores de corrosión y su control.

En el anexo 12.3 de esta Norma, se presentan tablas que contienen los índices de servicios y las especificaciones de materiales mínimas para tubería, válvulas, conexiones y accesorios que utiliza PEMEX en la construcción de sus instalaciones






Fecha: 06/06/2007

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de producción y plantas industriales. El diseñador puede proponer otros materiales, siempre y cuando demuestre que son adecuados para el servicio destinado, de conformidad con los requisitos de esta norma.

Materiales para componentes con rangos establecidos. En los documentos técnicos listados en la tabla 326.1 del ANSI/ASME B31.3 ó Equivalente, se establecen las características, las propiedades mecánicas y químicas y los rangos de presión-temperatura que deben de tener los componentes de tubería.

La especificación de materiales considerando los límites por presión y temperatura, debe realizarse en base a los requisitos del diseño mecánico en 8.1.2.1 y 8.1.2.3

Referencia 2

ASME B31.3-2002


Scope Rules for the Process Piping Code Section B31.3 have been developed considering piping typically found in petroleum refineries; chemical, pharmaceutical, textile, paper, semiconductor, and cryogenic plants; and related processing plants and terminals. Content and Coverage (a) This code prescribes requirements for materials and components, design, fabrication, assembly, erection, examination, inspection, and testing of piping. (b) This code applies to piping for all fluids, including: (1) raw, intermediate, and finished chemicals (2) petroleum products; (3) gas, steam, air, and water (4) fluized solids (5) refrigerants (6) Cryogenic fluids.

Traducción.

Alcance. El alcance para las tuberías de proceso se especifica en la sección B31.3 del código ASME, aplica en refinerías del petróleo; producto químico, farmacéutico, textil, papel, semiconductor, plantas criogénicas; y terminales etc. Contenido y cobertura (a) Este código describe los requisitos para los materiales y los componentes, diseño, fabricación, ensamble, erección, exanimación, inspección, y prueba de la tubería. (b) Este código aplica para todos los fluidos incluyendo: (1) crudo, intermedio, y productos químicos terminados (2) productos de petróleo (3) gas, vapor, aire, y agua (4) sólido fluidizado (5) refrigerantes (6) fluidos criogénicos






Fecha: 06/06/2007

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Los materiales para tornillería, deben cumplir con los requisitos de la norma de referencia NRF-027-PEMEX 2001.

NRF-035-PEMEX 2005. (Sistemas de tubería en plantas industriales instalación y prueba).

NRF-020-PEMEX 2004. (Calificación y certificación de soldadores y soldadura).

NACE STANDARD MR-0175-2002 MATERIAL REQUERIMENTS.

Cada planta cuenta con sus propias especificaciones de materiales mínimas para tuberías, válvulas, conexiones y accesorios

Lineamiento 1.3.1-3

Las tuberías de alimentación al calentador y salida de estos deben contar con aislamiento térmico como mínimo:

Para tuberías de 6” y mayores se utilizará colcha de lana de roca. Tabla A.1.a: Pág. 66 (ver NOM-009-1995).

Para tuberías de 4” y menores se utilizará preformado de lana de roca. Tabla A.1.b; Pág. 67 (ver NOM-009-1995).

Para temperaturas mayores a los 650 grados centígrados se deberá utilizar perlita expandida. Tabla A.1.f Pág. 71(ver NOM-009-1995).

Referencia

NOM-009-1995, “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN AISLAMIENTOS TÉRMICOS INDUSTRIALES.”

Otra referencia: NRF-034-PEMEX-2003 (Aislamientos Térmicos para altas temperaturas en Equipos, Recipientes y Tubería Superficial)


1.1.1 Esta Norma cubre los requisitos mínimos generales para la aplicación de aislamientos térmicos de alta y baja temperatura con rango de 198 K (-75°C) a 1088 K (815°C) considerándose como:

a) Servicio de alta temperatura: Todos aquellos servicios que tengan una temperatura de operación igual o mayor a 310 K (37°C).

b) Servicio de baja temperatura: Todos aquellos servicios que tengan una temperatura de operación menor a 310 K (37°C).


Conservación de Energía en alta Temperatura.






Fecha: 06/06/2007

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NRF-034-PEMEX-2003 (Aislamientos Térmicos para altas temperaturas en Equipos, Recipientes y Tubería Superficial)

Lineamiento 1.3.1-4 Los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire y los ventiladores de tiro forzado e inducido deben aislarse con lana mineral de pH neutro con cubierta metálica y anclas.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 CALENTADORES A FUEGO DIRECTO PARA PLANTAS DE PROCESO.

Otras referencias: NRF-034-PEMEX-2003 (Aislamientos Térmicos para altas temperaturas en Equipos, Recipientes y Tubería Superficial), NOM-009-1995, “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN AISLAMIENTOS TÉRMICOS INDUSTRIALES.”


Los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire que manejan aire caliente, los precalentadores de aire y el ventilador de tiro inducido deben aislarse externamente con lana mineral de pH neutro con cubierta metálica y anclas.


Conservación de Energía y de calor.

Lineamiento 1.3.1-5

Las bridas de las tuberías de suministro, salidas y servicios auxiliares deben contar con figuras “8” para aislar y dar mantenimiento.

Referencia

Buena práctica de ingeniería


Se tiene la ventaja de contar permanentemente con los accesorios adecuados para aislar líneas, reduciendo tiempos y costos de mantenimiento durante la intervención de estos equipos


Lineamiento 1.3.2-1 Se debe tener una válvula de seguridad–alivio por falla descarga bloqueada en la línea de vapor sobrecalentado para proteger al serpentín del calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NRF-031-PEMEX-2003 SISTEMAS DE DESFOGUE Y QUEMADORES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.


Cierre inadvertido de una válvula de bloqueo a la salida del serpentín mientras la planta está en operación, puede exponer al serpentín a una presión que exceda a la máxima presión permisible de trabajo, por lo que se requiere una válvula de seguridad para proteger esta situación.


API RP 520 Sizing, Selection, and Installation of Pressure- Relieving Devices in Refinery

API RP 521 Guide for Pressuring – Relieving and Depressuring Systems Part I and Part II.

API STANDARD 526 Flanged steel pressure relief valves.

NOM-093-SCFI-1994 Norma Oficial Mexicana, Válvulas de Relevo Presión

(Seguridad, Seguridad-Alivio y Alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce.

Estas normas y estándares son utilizados para la selección e instalación y guía de sistemas de presurización, despresurización y mantenimiento de válvulas de seguridad.

En este caso la causa de falla es por descarga bloqueada, se fija la presión de disparo de acuerdo al elemento más débil que se encuentre en el circuito del serpentín que es la brida.

1.3.3. Sistema de gas combustible

Lineamiento 1.3.3-1 Se debe tener arreglos de tuberías con filtros en la corriente de alimentación de gas combustible, estos arreglos deben de contar con dos filtros uno en servicio y otro en espera, los arreglos deben contar con indicadores locales de presión diferencial.

Referencia

NFPA-85 BOILER AND COMBUSTION SYSTEMS HAZARDS CODE, Fig. C.1.5.1 (b)


1). 6.7.3.1.4* Strainers, filters, traps, sumps, and other such items shall be provided to remove harmful contaminants; compensation for those materials not removed shall be provided by special operating and maintenance procedures.






Fecha: 06/06/2007

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A.7.4.3.2.4 Contaminants in fuel include salt, sand, sludge, water, and other abrasive or corrosive constituents. Some fuels contain waxy materials that precipitate, clogging filters and other elements of the fuel system.

Traducción

6.7.3.1.4* filtros, trampas, fosas entre otro serán suministrado para eliminar contaminantes dañinos, para los materiales no eliminados se utilizarán procedimientos especiales de acuerdo a mantenimiento.

A.7.4.3.2.4 Algunos combustibles contienen contaminantes como sales, arena, lodos, agua y otros componentes abrasivos ó corrosivos y también materiales como ceras que obstruyen a los elementos del sistema carburante.


En NFPA-85 se indica en la fig. C.1.5.1 (b) filtro en línea de suministro de gas combustible, el objetivo es evitar taponamientos con basura, cascarilla a quemadores y pilotos.

Veer fig. 1, page. 104 Controlling Fired Heaters Hydrocarbon processing / April 1997

Fig.1 Inline instruments typically installed on a burner fuel gas train.

Puede ser tipo Y

Lineamiento 1.3.3-2 Se debe contar con válvula de seguridad para protección por sobrepresión en la línea de gas combustible

Referencia 1

NFPA-85 BOILER AND COMBUSTION SYSTEMS HAZARDS CODE, Pág. 58 apartado 6.7.3.1.9 y Fig. C.1.5.1 (a) (b) Pág.187


6.7.3.1.9 Relief valve discharge passages, vents, and telltales shall be provided with suitable pipíng to allow safe discharge of oil, vapors, or toxic fumes.

Figure c.1.5.1 (b) typical fuel supply system for natural gas-fired multiple burner boiler –manual.

Traducción.

La descarga de la válvula de alivio, venteos y dispositivos de emergencia, deberá ser adecuado para permitir una descarga segura de aceite, vapores ó gases tóxicos.

Figura c.1.5.1 (b) sistema típico de suministro de gas natural a quemadores de calentador.






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Referencia 2

Por Driedger Walter Controlling Fired Heaters Hydrocarbon processing / April 1997


Fig.1 Inline instruments typically installed on a burner fuel gas train.

Many standard fuel gas train components have an upper pressure limit of aproximately 100 psig (700 kpag).

Failure of “PCV” would overpressure the fuel gas train if the supply pressure exceeds the rating of any downstream component. In such cases, provision for pressure relief is required. Note that it is not unusual to consider double jeopardy in burner safety analysis

Traducción

Fig. 1. Instalación típica de instrumentación en líneas de gas combustible a quemadores.

En muchos casos la línea de suministro de gas combustible tienen un límite de presión máxima de aproximadamente 100 psig (700kpag).

La falla de la “válvula de control de presión” podría sobrepresionar el circuito de gas combustible, si la presión de suministro excede a la máxima permisible (rating) de cualquier componente corriente abajo. En tal caso se requiere relevar la presión. Note que es usual considerar doble riesgo en el análisis de seguridad en quemadores


Ver fig. 1, pag. 104 Controlling Fired Heaters Hydrocarbon processing / april 1997

API RP 520 Sizing, Selection, and Installation of Pressure- Relieving Devices in Refinery.

API RP 521 Guide for Pressuring – Relieving and Depressuring Systems Part I and Part II. API STANDARD 526 Flanged steel pressure relief valves. NOM-093-SCFI-1994 Norma Oficial Mexicana, Válvulas de Relevo Presión (Seguridad, Seguridad-Alivio y Alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce. Estas normas y estándares son utilizados para la selección e instalación y guía de sistemas de presurización, despresurización y mantenimiento de válvulas de seguridad.






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Lineamiento 1.3.4-1 Se debe contar con filtros en la corriente de alimentación y debes ser dobles, uno para operación normal y el otro de espera; los filtros deben tener medidores de presión diferencial.

Referencia

NFPA-85 BOILER AND COMBUSTION SYSTEMS HAZARDS CODE, Fig. A.5.3.1.9


1). 6.7.3.1.4* Strainers, filters, traps, sumps, and other such items shall be provided to remove harmful contaminants; compensation for those materials not removed shall be provided by special operating and maintenance procedures.

A.7.4.3.2.4 Contaminants in fuel include salt, sand, sludge, water, and other abrasive or corrosive constituents. Some fuels contain waxy materials that precipitate, clogging filters and other elements of the fuel system.

Figure A.5.3.1.9 Typical fuel and atomizing medium supply system and safety controls for oil burner.

Traducción

6.7.3.1.4* filtros, trampas, fosas entre otro serán suministrado para eliminar contaminantes dañinos, para los materiales no eliminados se utilizarán procedimientos especiales de acuerdo a mantenimiento.

A.7.4.3.2.4 Algunos combustibles contienen contaminantes como sales, arena, lodos, agua y otros componentes abrasivos ó corrosivos y también materiales como ceras que obstruyen a los elementos del sistema carburante.

Figura A.5.3.1.9 Sistema típico de suministro de combustible, medio de atomización y controles de seguridad para quemadores de aceite.


En NFPA-85 se indica en la fig. A.5.3.1.9 filtro en línea de suministro de Combustóleo el objetivo es evitar taponamientos con basura, cascarilla a quemadores y pilotos.

Puede ser tipo canasta, sin embargo se debe parar la línea para dar mantenimiento (cuando el quemador usa gas y combustóleo)

Lineamiento 1.3.4-2 Se debe contar con venas de calentamiento o trazas eléctricas en todo el circuito de combustóleo, para mantener en estado liquido el combustible






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Referencia

NRF-034-PEMEX-2003 AISLAMIENTO TÉRMICOS PARA ALTAS TEMPERATURAS EN EQUIPOS, RECIPIENTES Y TUBERÍA SUPERFICIAL.


8.5.9.3 Venas de calentamiento deben de ser usadas en manejos de aceite combustibles, para mantener la viscosidad en términos de bombeo. Por otra parte, en lugares donde se presentan periodos de tiempo, en los que la temperatura ambiente registra valores menores a 0°C, deben de instalarse venas de calentamiento y termoaislante, sobre la tubería ó equipo para evitar congelación.


Para información adicional ver NOM-009-1995, “EFICIENCIA ENERGÉTICA EN AISLAMIENTOS TÉRMICOS INDUSTRIALES.”

7.6.1.3 Venas de vapor (ver figura 7.20 en Nom-009-1995).

Lineamiento 1.3.4-3 Se debe contar con válvulas de corte en línea de suministro de combustóleo

Referencia




Traducción

Figura A.5.3.1.9 Sistema típico de suministro de combustible, medio de atomización y controles de seguridad para quemadores de aceite.


Lineamiento 1.3.4-4 Se debe contar con una línea de vapor de atomización de media presión para reducir el combustible líquido a una neblina fina y de esta manera facilitar su combustión.

Referencia 1

Ver NRF-089-PEMEX-2004






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6.4 Atomizador. Es un dispositivo usado para reducir un combustible líquido a una neblina fina. La atomización puede ser producida por vapor, aire o medios mecánicos.

Referencia 2




Traducción

Figura A.5.3.1.9 Sistema típico de suministro de combustible, medio de atomización (vapor o aire) y controles de seguridad para quemadores de aceite. Comentarios o Beneficios

1.3.5 Línea de vapor adicional

Línea de vapor anticoque

Lineamiento 1.3.5-1 Aplica para calentadores de las plantas de destilación atmosférica, destilación al vació, de pirolisis y de procesos similares: Se debe contar con una línea de vapor anti-coque ó dilución para disminuir el tiempo de residencia del fluido en los serpentines de la unidad y de esta manera reducir el índice de decoquizado causadas por altas temperaturas.

Referencia

PROCESS CONSULTING SERVICES, INC. (TECHNICAL UPDATE # 1) page 2.


OIL RESIDENCE TIME CONTROL

Coil steam injection is essential to minimize oil residence time. Other factors are tube layout, tube size, number of passes, etc. Fundamental heater design considerations determine the rate of coking. High rates of coking cause hotspots. Revamping vacuum units to increase vacuum gas oil yield can improve refinery profits. Profits depend on both hort-term yields and long-term reliability. Operating temperatures can approach or exceed 800º F (427º C). Shutdowns due to coking are common on deep cut vacuum units. Coking is caused by both temperature and oil residence time. Temperature is often considered the primary cause of coking. However, oil residence time must be controlled to reduce the rate of coking. Failure to control residence time results in unscheduled shutdowns to remove the coke.






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FIRED HEATER The three factors that determine coking are oil residence time, localized heat flux, and oil mass flux rates. Low radiant section oil residence time is less than 10 seconds. However, dry heaters can operate with more than 60 seconds residence time. Minimizing residence time is essential. Localized heat flux is determined by burner layout and design and coil layout. For instance, minimizing excess air maximizes localized heat flux. The last major factor is oil mass flux rate. Higher mass flux rate reduces the rate of coking. Ultimately peak oil film temperature and oil residence time determine the rate of coke formation. Operating changes that decrease peak oil film temperature and oil residence time reduce the rate of coking.

Traducción

CONTROL DEL TIEMPO DE RESIDENCIA EN PESADOS

Es esencial inyectar vapor a los serpentines para minimizar el tiempo de residencia. Otros factores son el arreglo de los tubos, tamaño de los tubos número de pasos, etc. fundamentalmente las consideraciones de diseño del calentador determinan el grado de coquización.

Las modificaciones en las unidades de vacío aumentan los beneficios en la producción en refinerías.

Las temperaturas de operación pueden ser más ó menos 800 °F (427°C). Los paros debido a la coquización son comunes en unidades de vacío.

La coquización es causada por la temperatura y tiempo de residencia del fluido, pero es la temperatura la causa primaria de la coquización, sin embargo el tiempo de residencia debe controlarse para reducir el índice de coquizado.

Los tres factores que determinan la formación de coque son; el tiempo de residencia, puntos calientes localizados y el flujo másico requerido.

En la sección de radiación el tiempo de residencia es menor a 10 seg. Sin embargo a bajo flujo operan a más de 60 seg. Por lo que es esencial reducir el tiempo al mínimo.

Los puntos calientes localizados están determinados por la ubicación de quemadores y serpentines. Por ejemplo el exceso de aire reduce al mínimo los puntos calientes. Pero el factor principal es la masa a manejar, es decir un flujo máximo alto reduce la formación de coque.

Definitivamente es la temperatura de la película del fluido y el tiempo de residencia los factores determinantes en la formación de coque.


El control del tiempo de residencia aplica a cargas pesadas, se debe evitar la carbonización en serpentines de los calentadores adicionando vapor de media presión a líneas de alimentación de calentador. (Vapor anti-coque).






Fecha: 06/06/2007

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El contar con línea de vapor anti-coque ó dilución reducirá el tiempo de residencia del fluido en los serpentines de la unidad y de esta manera reducirá el índice de decoquizado causado por altas temperaturas; en plantas de vacío alcanza temperaturas de aproximadamente 800°F (427°C) y en pirolisis la máxima temperatura de mezcla a la salida es de aproximadamente de 1562 °F (850°C).

Vapor de decoquizado

Lineamiento 1.3.5-2

Aplica para calentadores de las plantas de destilación atmosférica, destilación al vació, de pirolisis y de procesos similares: Se debe contar con una línea de vapor de media presión para descarbonizado de tubos.

Referencia

Ver NRF-089-PEMEX-2003 numeral 8.22 a


Cuando sea requerido un decoquizado por aire-vapor, el calentador debe de incluir las conexiones y líneas de aire y vapor, agua de atemperamiento, manómetros montados con “colas de cochino”, válvulas, bridas y accesorios, entre otros.

Comentarios o beneficios

El contar con línea de vapor de media presión para descarbonizado de tubos tiene como finalidad eliminar, por combustión, el carbón que se deposita durante la operación de los calentadores, debido a la alta temperatura a la cual trabajan y a las características del material procesado. El carbón depositado en el interior de los tubos trae como consecuencia alta caída de presión a través de los serpentines, puntos calientes y hasta rotura de los mismos. Ver esquema 2 y 8, donde se indican los componentes de estas líneas

Vapor para otros servicios (vapor de apagado, vapor de sopladores de hollín, cortina de vapor)

Lineamiento 1.3.5-3

Se debe contar con una línea de vapor de apagado de media presión para situaciones de emergencia por incendios provocados por rupturas ó fugas en serpentines en los calentadores, o por situaciones de arranque donde se requiere vaporizar para tener una atmósfera libre de gases

Referencia

Plant Layout - Fired Heaters






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3. Safety

3.1 Snuffing Steam Station

Snuffing steam connections are supplied by the heater manufacturers, generally in the combustion chamber and header boxes.

The control point or snuffing steam manifold is generally located at least 15 meters away from the heater, is supplied by a live steam header and is ready for instantaneous use. Smothering lines should be free from low pockets and should be so arranged as to have all drains grouped near the manifold.

Collected condensate (apart from freezing and blocking lines) can, when blown into a hot furnace, result in serious damage. (Low points should be drilled 10 mm diameter or provided with spring opening auto-drain valves).

Traducción

3. Seguridad

3.1 Servicio vapor de apagado.

Generalmente las conexiones en la cámara de combustión y cajas de los cabezales del vapor de apagado son suministradas por los fabricantes del calentador.

El punto de control ó el cabezal múltiple del vapor de apagado, generalmente se localiza por lo menos a 15 metros del calentador, el vapor vivo es suministrado del cabezal principal y deben de estar listo para su uso inmediato. Las líneas de corte deben estar libres de bolsas y los arreglos de todos los drenes deben estar agrupados cerca del cabezal múltiple.

El condensado acumulado (aparte de bloquear líneas) cuando entra en un horno caliente, da como resultado daños serios. (Los puntos bajos deben perforarse a 10 milímetros de diámetro ó utilizar válvulas de apertura de resorte para auto-drenar).


La información de la referencia se obtiene de Internet página

http://www.red-bag.com/cms/index.php?section=71

Lineamiento 1.3.5-4

Se debe contar con una línea de vapor de media presión sobrecalentado para remover el hollín u otro depósito de la superficie absorbente de calor en la sección de convección.

Referencia 1

NRF-089-PEMEX-2004

http://www.red-bag.com/cms/index.php?section=71






Fecha: 06/06/2007

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6.75 Soplador de hollín. Es un dispositivo para remover el hollín u otro depósito de la superficie absorbente de calor en la sección de convección. Donde el vapor es el medio que se usa normalmente para el soplado.

8.2.11 Sopladores de hollín.

j) Una vez conectada la línea de vapor a cada soplador, se procede a revisar que la operación de los accionadores sea correcta, para lo cual se deben hacer funcionar desde el cuarto de control asegurándose de que cada soplador gire libremente y circule el vapor de barrido a través de él sin ninguna dificultad.

k) Se deben suministrar todas las tuberías, válvulas y accesorios requeridos para conectar el cabezal de vapor local de los sopladores de hollín al suministro de vapor sobrecalentado. Las válvulas deben incluir el suministro automático del vapor y venteo para control de temperatura, válvulas para drenaje, enlazado con el control de los sopladores de hollín y válvulas manuales para corte de vapor.

Referencia 2

Plant Layout - Fired Heaters


6.2 Soot Blowing

In some heaters the convection section contains tubes with extended surface in the form of either fins or studs. Extended surface tubes are used to increase the convection heat transfer area at low capital cost. Because of the tendency of extended surface tubes to foul when burning heavy oils, sootblowers are usually installed.

Soot blowers employ high pressure steam to clean the tube outer surfaces of soot and other foreign material. Soot blowers may be either automatic electric motor operated by a pushbutton at grade, or manual requiring operation from a platform located at the convection bank level. Care must be taken that sufficient clearance is allowed for the withdrawal of soot blowers.

Generally heaters are supplied with soot blowing facilities in the convection section although tubes may not be of the extended surface type.

Traducción

6.2 Soplador de hollín.

En algunos calentadores la sección de convección contiene los tubos con la superficie extendida bajo la forma de aletas o pernos prisioneros. La superficie de los tubos extendidos se utiliza para aumentar el área de transferencia del calor en la sección de convección a bajo costo. Debido a que la superficie tubos tienden a ensuciarse cuando se queman aceites pesados, por lo general están instalados sopladores de hollín.






Fecha: 06/06/2007

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Los sopladores de hollín emplea vapor de alta presión para limpiar las superficies externas de los tubos y otros. el soplador opera automáticamente con motor eléctrico por medio de una botonera a nivel de piso, ó de manera manual en una plataforma localizada en la zona de convección. Se debe tenerse cuidado que se tenga suficiente espacio que permita el retiro de los sopladores.

Por lo general en calentadores se instalan sopladores en la sección de la convección aunque los tubos pueden no ser del tipo superficie extendida.


La información de la referencia 2 se obtiene de Internet página http://www.red-bag.com/cms/index.php?section=71

Lineamiento 1.3.5-5

Debe haber trampas en líneas de vapor de baja y media presión.

Referencia

Guía para la Conservación de Vapor en el Drenado de Condensados

Manual 1998 Armstrong International, Inc.


La necesidad de drenar el sistema de distribución.

El condensado que se acumula en las líneas de vapor puede ser la causa de cierto tipo de golpe de ariete. Cuando el vapor viaja a velocidades de hasta 160 km/hr tiende a producir “olas” al pasar sobre el condensado. Si se ha acumulado demasiado condensado entonces el vapor a alta velocidad lo estará empujando, lo cual produce un tapón de agua que crece y crece al empujar el líquido delante de él.

Cualquier componente que trate de cambiar la dirección del flujo-conexiones, válvulas reguladoras, codos, bridas ciegas-puede ser destruido.

Asimismo, aparte del daño producido por este „golpeteo hidráulico, el agua a alta velocidad puede causar erosión significante en las conexiones y tuberías con superficies metálicas.


El condensado acumulado debe eliminarse porque demasiado condensado provoca que el vapor a alta velocidad empuje al líquido formándose un tapón de agua y cualquier componente que trate de cambiar su dirección de flujo (como conexiones, válvulas reguladoras, codos, bridas ciegas, etc.) puede ser destruida.






Fecha: 06/06/2007

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1.1 Sistema Eléctrico en los Calentadores

1.4.1 Sistema de distribución de fuerza (Motores y equipo eléctrico)

Lineamiento 1.4.1-1

El equipo y accesorios eléctricos deben ser adecuados a la clasificación de áreas (clase, grupo y división) y además cumplir con los requerimientos del NFPA 70 artículos 500 y 501.

Referencia

API Standard 560 Ed. 2001, 11.1.4

Otras referencias:

NFPA 70 Artículos 500 y 501

NOM-001 Capítulo 5

NRF-036-PEMEX-2003


11.1.4 Motors, electrical components, and electrical instalations shall be suitable for the area classification (Class, group, and division) specified by the purchaser and shall meet requirements of NFPA 70, articles 500 and 501, as well as local codes specified and furnished by the purchaser. API recommended Practice 500A provide guidance on area classification.

Traducción

Los motores, componentes e instalaciones eléctricas serán adecuadas para clasificación de áreas (clase, grupo y división) especificada por el comprador y cumplirá con los requerimientos de NFPA 70, Artículos 500 y 501, así como también con los códigos locales suministrados por el comprador. Las prácticas recomendadas 500A del API proporcionan una guía para la clasificación de áreas.


La instalación de elementos adecuados a la clasificación de áreas existente, garantiza la disminución de riesgos en la operación del equipo.

Lineamiento 1.4.1-2

La envolvente de motores debe ser adecuada a la clasificación de áreas existente en el punto de instalación.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.10.1, 8.10.2 y 8.10.3






Fecha: 06/06/2007

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8.10.1 La instalación de motores en áreas peligrosas (clasificadas) deben ser adecuados para operar en dicha clasificación y contar con certificación UL.

8.10.2 Motores de inducción:

Clase 1, Div. 2, puede ser totalmente cerrados tipo TEFC hasta 746 Kw (1000 CP), mayores de esta potencia, pueden ser tipo TEWAC, TEAAC.

Motores monofásicos que produzcan arco, deben ser a prueba de explosión.

8.10.3 Motores síncronos:

Clase 1, Div. 1.- Deben ser a prueba de explosión XP o totalmente cerrados, tipo TEWAC o TEAAC.

Clase 1, Div. 2.- Deben ser totalmente cerrados tipo TEWAC o TEAAC


La instalación de elementos adecuados a la clasificación de áreas existente, garantiza la disminución de riesgos en la operación del equipo.

Lineamiento 1.4.1-3

El aislamiento de todos los motores eléctricos utilizados en el calentador debe ser clase F.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.10.1


8.10.1 El aislamiento de los motores debe ser clase F para las tensiones de suministro en 127, 220, 480, 4160 y 13800 Volts.


Este tipo de aislamiento soporta una temperatura de 155°C, lo cual lo hace confiable, en caso de presentarse sobrecargas en los equipos.

Lineamiento 1.4.1-4

La eficiencia de los motores eléctricos utilizados en el calentador y mostrada en la placa de datos, deben cumplir con lo dispuesto en la norma NOM-14-ENER-1997 para motores monofásicos y la norma NOM-016-ENER-2002 para motores trifásicos.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NRF-048-PEMEX-2003, 8.10.1

Otras referencias: NOM-14-ENER-1997 Articulo 6.2, NOM-016-ENER-2002 Articulo 6.1 y en la tabla 12.10 de la norma NEMA MG 1.


8.10.1 Todos los motores deben ser de energía eficiente, satisfaciendo como mínimo los valores de eficiencia indicados en las normas NOM-014-ENER-1997, NOM-016-ENER-1997 y en la tabla 12.10 de la norma NEMA MG 1.


Entre mayor sea la eficiencia de un motor, la energía eléctrica consumida será mejor aprovechada.

Lineamiento 1.4.1-5

Los motores mayores de 75 H.P. deben tener calentadores de espacio así como todos los motores deben tener placa de datos.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003 8.10.3


8.10.3 Todos los motores de 55.95 Kw. (75 CP) y mayores, deben tener calentadores de espacio, los cuales deben estar energizados cuando el motor esté fuera de operación. El calentador debe ser operado de acuerdo a las siguientes tensiones:

Menos de 1500 Watts 127 Volts, 1 fase, 60 Hz.

Más de 1500 Watts 220 Volts, 3 fases, 60 Hz.

El calentador de espacio en motores instalados en áreas clasificadas deben cumplir con la norma NOM-001-SEDE-1999, Art. 501-8(b).

Todos los motores deben tener una placa firmemente sujetada al motor, conteniendo los siguientes datos:

Marca

Potencia nominal en KW ó CP

Tensión nominal en volts.

Corriente nominal en Amperes.

Frecuencia en Hertz

Número de fases






Fecha: 06/06/2007

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Velocidad a plena carga en RPM

Diagrama de conexiones

Modelo y designación de armazón

Tipo de carcasa

Factor de Servicio

Servicio (continuo o intermitente)

Clase de aislamiento

Máxima temperatura ambiente

Incremento de temperatura ambiente sobre 40° C.

Letra de código.

Designación de rodamientos

Tipo de lubricante

Potencia de calefactores en Watts

Tensión de alimentación de calefactores en volts

En su caso: Aprobación UL para áreas peligrosas (clasificadas), indicando clase, grupo y división.

Eficiencia ENERGIA EFICIENTE (para tamaños NEMA) al 100% de carga.

Eficiencia ENERGIA EFICIENTE (para motores en media tensión) al 100% de carga.


Es importante que se tenga la placa de datos para futuros reemplazos y los calentadores de espacio evitan la introducción de humedad al equipo.

Lineamiento 1.4.1-6

Todos los motores que operen a una tensión nominal de 4 160 V.C.A. ó de 13 800 V.C.A. deben contar con RTD´s en los rodamientos y en los devanados (dos por fase) y la señal será enviada al Sistema de control digital

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003, 8.10.3

Otras referencias: ANSI C50.41


8.10.3 Todos los motores de 4.16 y 13.8 KV, deben ser equipados con RTD‟S en los rodamientos y a partir de 261.1 KW (350 CP) y mayores, deben ser equipados con 6






Fecha: 06/06/2007

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RTD‟S en devanados (Dos por fase), de platino 0-100 ohms. Los RTD‟S, deben cumplir con ANSI C50.41. La señal de alarma por alta temperatura debe enviarse al Sistema de Control Digital.


Es importante el monitoreo de la variación de temperatura en los motores, para evitar daños mayores por la existencia de alguna falla.

Lineamiento 1.4.1-7

Todas las cajas de conexiones utilizadas en la instalación eléctrica del calentador deben cumplir con la clasificación de áreas existente en el punto de instalación.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.10.3


8.10.3 Las cajas de conexiones deben ser aprobadas y certificadas para cumplir con la clasificación de áreas peligrosas.


La instalación de elementos adecuados a la clasificación de áreas existente, garantiza la disminución de riesgos en la operación del equipo

Lineamiento 1.4.1-8

Todos los equipos eléctricos instalados en el calentador, serán protegidos de acuerdo en lo dispuesto en la norma NOM-001-SEDE-2005, articulo 430. partes A, B, C, D, E, F, G.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003, 8.10.1

Otras referencias : NOM-001-SEDE-2005, artículo 430.


300-10. En lo referente a motores, circuitos derivados para motores, alimentadores, sus protecciones de sobrecarga, circuitos de control, equipos de control y protección y centros de control de motores se debe cumplir con lo dispuesto en el artículo 430 de la NOM-001-SEDE-1999.






Fecha: 06/06/2007

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La protección eléctrica de los equipos y conductores es necesaria, para evitar daños mayores a equipos y conductores en caso de falla.

Lineamiento 1.4.1-9

Todas las envolventes y canalizaciones metálicas para conductores eléctricos, utilizados en el sistema de fuerza, deben unirse metálicamente para formar un conductor eléctrico continuo.

Referencia

NOM-001-SEDE-2005

300-10


300-10. Continuidad eléctrica de envolventes y canalizaciones metálicas. Las canalizaciones metálicas, armaduras de cables y otras envolventes metálicas para conductores, deben unirse metálicamente para formar un conductor eléctrico continuo y deben estar conectadas a todas las cajas, accesorios y gabinetes para proporcionar una continuidad eléctrica efectiva. La canalización debe estar mecánicamente sujeta a las cajas, accesorios, gabinetes y otros envolventes.


Es importante la continuidad eléctrica de envolventes y canalizaciones para proporcionar una ruta de retorno cuando se presente una falla a tierra.

Lineamiento 1.4.1-10

Todos los conductores deben tener etiquetas indelebles, indicando el número de circuito al que pertenecen, así como también la tensión a la que están operando.

Referencia:

NFPA 70 E ENGL 2000 2.2.3.


2.2.3 Identification of ungrounded conductors.

Where more than one nominal voltage system exists in a building, each ungrounded conductor of multiwire branch circuit, where accessible, shall be identified by phase and system.

The means of identification shall be permanently posted at each branch circuit panel board.






Fecha: 06/06/2007

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Traducción

2.2.3 Identificación de conductores sin puesta a tierra.

En un edificio donde existen más de sistema con diferentes voltajes, cada conductor sin puesta a tierra de los circuitos derivados, será identificado por fase y por sistema.

El medio de identificación será fijado permanentemente en cada circuito derivado de los tableros de distribución.


Es necesario que los conductores lleven una etiqueta indeleble, que indique el número de circuito a que pertenecen, para realizar las labores de mantenimiento en forma segura.


Lineamiento 1.4.2-1

Todos los equipos y dispositivos eléctricos, deben tener conexión de puesta a tierra, hecha con un conductor de cobre desnudo, calibre 2 AWG.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.1


8.11.1 Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe ser conectado al sistema general de tierras con conductor de cobre desnudo semiduro, el calibre del conductor debe ser el indicado de acuerdo a la capacidad del dispositivo de protección (ver tabla 250.95 de la norma NOM-001-SEDE-1999 ), sin embargo el calibre mínimo aceptado es de 2 AWG.


El calibre del conductor es importante, de tal manera que resista con seguridad las corrientes de falla que se puedan presentar.

Lineamiento 1.4.2-2

Todos los elementos no portadores de corriente deben tener una conexión de puesta a tierra, hecha con un conductor de cobre desnudo, calibre 2 AWG.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003 8.11.1






Fecha: 06/06/2007

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8.11.1 Además deben ser conectadas al sistema general de tierras los siguientes tipos de instalaciones con conductor de cobre desnudo semiduro calibre 2 AWG:

Partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos eléctricos.

Estructuras de acero.

Equipos de Proceso.

Equipos dinámicos accionados por motor eléctrico.

Tuberías de proceso y servicios auxiliares.

Tanques de almacenamiento y recipientes.


La conexión de puesta a tierra de estructuras y demás elementos no portadores de corriente, garantiza la eliminación de cargas estáticas.

Lineamiento 1.4.2-3

Para la conexión de puesta a tierra de los equipos se deben usar conectores mecánicos de cobre, y la interconexión entre conductores debe realizarse con conectores de compresión de cobre o soldables.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.1


8.11.1 Para la puesta a tierra de los equipos se debe usar conector mecánico de cobre, y la conexión al sistema general de tierras se debe usar conector tipo de compresión del mismo material o soldable.


La utilización de conectores mencionados garantiza la continuidad segura de la red de puesta a tierra.


Lineamiento 1.4.3-1

El calentador debe estar protegido contra descargas eléctricas atmosféricas (rayos). El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas debe construirse con puntas de pararrayos sólidas de 12.7 mm. de diámetro y 25 centímetros de longitud y con






Fecha: 06/06/2007

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conductores de cobre, firmemente instalados, especiales para sistemas de pararrayos calibre 2/0 o mayor.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.2


8.11.2 El sistema de protección contra descargas atmosféricas se debe aplicar en PEMEX a todos los edificios mayores de 7.5 metros de altura y estructuras de 15 metros de altura o mayor, o en los edificios o estructuras de mayor altura, en espacios abiertos. En general este sistema debe estar de diseñado de acuerdo a la norma NFPA-780, analizando desde la etapa de proyecto los edificios adyacentes a los de mayor altura que son protegidos por la zona de protección de estos.

Los materiales con los que esté construido el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser fabricados específicamente para este servicio, ser robustos, resistentes a la corrosión y deben ser instalados firmemente. Las puntas pararrayos deben ser sólidas de al menos 12.7mm (1/2”) de diámetro y de 25 centímetros de longitud ó mayores, no se aceptan puntas tubulares. Los conductores deben ser de cobre, de fabricación especial para sistema de pararrayos, con área transversal equivalente al menos de calibre 2/0 AWG y 558 gramos/metro.


La instalación de un sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, dirige la caída de rayos en las estructuras y edificios, pudiéndose drenar las corrientes a tierra.

Los materiales utilizados en el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, deben resistir las corrientes altas que circularán por ellos.

Lineamiento 1.4.3-2

Los conectores que se utilicen en el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas deben ser mecánicos o de compresión.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.2


8.11.2 Los conectores a utilizarse en el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser mecánicos ó de compresión para conexiones visibles, y para conexiones enterradas de compresión o soldables.






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Los conectores utilizados deben resistir las corrientes que puedan circular por el sistema de protección.

Lineamiento 1.4.3-3

El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas debe interconectarse con el sistema general de tierra.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003, 8.11.2

Otras referencias:

N. F. P. A. 780 – 2004, 4.14.1 Y 4.14.1.1


8.11.2 El sistema de protección contra descargas atmosféricas debe ser independiente de la red general de tierras. Sin embargo las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con conductor aislado de un calibre menor al de la red, no menor a 6 AWG, para evitar diferencias de potenciales entre ellas. Tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer interconectadas a menos que exista un requerimiento específico en contra.

4.14.1 General. All grounding media in or on a structure shall be interconnected to provide a common ground potential.

4.14.1.1 This interconnection shall include lightning protection, electric service, telephone, and antenna systems grounds, as well as underground metallic piping systems.

Traducción

4.14.1 General. Todos los sistemas de tierra serán interconectados para proporcionar un potencial a tierra común.

4.14.1.1 Esta interconexión incluirá el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, la tierra del servicio eléctrico, la de los sistemas de telefonía y de antena, también todos los sistemas de tubería subterránea.


La interconexión del sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas con el sistema general de tierra, es con el propósito de drenar a tierra la corriente que pueda existir debido a la caída de un rayo sobre la estructura protegida.






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Lineamiento 1.4.4-1

Las plataformas de operación del calentador deben tener un nivel de iluminación de 50 luxes, y las plataformas de inspección y de circulación deben tener un nivel de iluminación de 20 luxes.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003 capítulos 8.12.1.2 y 8.12.3

NOM-025-STPS-1993, tabla no.1.


8.12.1.2 Alumbrado general localizado. Consiste en colocar las luminarias de forma tal que además de proporcionar una iluminación general uniforme, permita aumentar el nivel de iluminación de las zonas que lo requieran, según el trabajo a realizar.

8.12.3 El nivel de iluminación en los centros de trabajo debe asegurar una operación y mantenimiento eficiente de las plantas e instalaciones y no ser un factor de riesgo para la salud de los trabajadores al realizar sus actividades. Se debe tener un nivel de iluminación adecuado en el plano de trabajo para el tipo de actividad a desarrollar, así como evitar deslumbramiento que ocasione fatiga visual.


Debe existir una iluminación adecuada en todas las plataformas para garantizar la seguridad del personal y la realización correcta de las actividades requeridas.

Lineamiento 1.4.4-2

Las luminarias y dispositivos eléctricos utilizados en el sistema de alumbrado, serán apropiados para la clasificación de áreas existente en los puntos de instalación. Si son a prueba de explosión, estarán marcados indicando la clase y el grupo de atmósfera para los cuales está aprobado

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.12.3

NRF-036-PEMEX-2003

6.1.28, 8.2.1.3 y 8.2.2.1


8.12.3 Las luminarias deben tener envolventes apropiados para su área de instalación, localización (propósitos generales, a prueba de polvo, a prueba de intemperie, resistentes a la corrosión, a prueba de vapor o a prueba de explosión) en






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apego a la clasificación de áreas indicada en la NOM-001-SEDE-1999 y deben estar localizadas para dar una distribución uniforme de alumbrado, eficiente iluminación y accesibilidad para un mantenimiento seguro.

6.1.28 Área clase I División 2. Son lugares en donde se manejan, procesan y usan líquidos volátiles, gases o vapores inflamables, que están normalmente confinados en recipientes o sistemas cerrados, pero de los cuales puedan escapar en caso de ruptura o avería accidental de los recipientes o sistemas, o en caso del funcionamiento anormal de los equipos por medio de los cuales se manejan dichos líquidos, gases o vapores.

8.2.1.3 División 2. En las áreas de la división 2, deben ser a prueba de explosión los receptáculos, clavijas, extensiones de alumbrado y todo el equipo que posea contactos o dispositivos capaces de producir arco eléctrico o altas temperaturas.

8.2.2.1 El equipo aprobado para usarse en lugares peligrosos, debe estar marcado, indicando la clase, el grupo de atmósfera (gas o vapor), para los que han sido aprobados.


La instalación de elementos adecuados a la clasificación de áreas existente, garantiza la disminución de riesgos en la operación de los dispositivos eléctricos.

Lineamiento 1.4.4-3

Las luminarias utilizadas en el sistema de alumbrado de los calentadores, deben ser tipo de vapor de sodio alta presión en 220 V.C.A., con balastro integral de alto factor de potencia y tener reflector, globo y guarda.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.12.3


8.12.3 En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto rendimiento en lúmenes por watt, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia todo ello con el propósito de ahorro de energía.

Las luminarias para el alumbrado de las plantas de proceso, deben ser tipo vapor de sodio alta presión en 220Volts, con balastro integral de alto factor de potencia, y tener reflector, globo y guarda.


El tipo de luminaria mencionada, proporciona un espectro electromagnético similar al espectro de la luz de día. De esta manera, las actividades se realizan con más seguridad.






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Lineamiento 1.4.4-4

El calentador debe tener luces de obstrucción y deben estar instaladas en la parte más elevada y si la altura de la chimenea es superior a 45 metros, debe llevar luces secundarias, ser dobles, del tipo incandescente y emitir al menos 1300 lúmenes, ser operadas por un relevador de transferencia y estar alimentadas desde un sistema de fuerza ininterrumpible. Además, se deben instalar y distribuir luces de obstrucción, acorde a la forma de su estructura.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.12.3

NOM-015-STC-3-1995

8.2 Y 8.9


8.12.3 La alimentación a luces de obstrucción es considerada como servicio crítico y debe ser alimentado por unidad de energía ininterrumpible y controladas por foto celda. Las luces de obstrucción deben ser dobles de al menos 1300 lúmenes, operadas por un relevador de transferencia.

Las luces de obstrucción deben ser instaladas en los equipos o edificios más altos de la planta.

8.2 La práctica general es instalar, cuando menos, dos luces del tipo requerido en la cúspide o vértices superiores del o los objetos. Si la altura máxima es superior a los 45 m, se utilizarán luces secundarias, un juego por cada 15 m que exceda el límite citado, tantas como sean necesarias para hacerlo visible desde cualquier azimut, que denoten cuando menos el tercio superior y el medio, en su caso, y hagan conspicua la figura del objeto. Si se trata de construcciones de dimensiones horizontales (largo o ancho) mayores a los 30 m entre vértices, se utilizará una luz cada 15 m aproximadamente, repartidas uniformemente.

8.9 El señalamiento secundario consistirá de luces de obstrucción color rojo, encendido fijo, dispositivo sencillo (L-810), en el primero y, en su caso, el segundo tercio superiores de la instalación, en disposición y número que permita su visibilidad desde cualquier azimut. Su empleo es obligatorio cuando la altura sobre el terreno del objeto excede los 45 m (primer tercio) o bien a los 60 m (segundo tercio).


Las luces de obstrucción instaladas, evitarán posibles impactos de aeronaves con las instalaciones de Petróleos Mexicanos.






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Lineamiento 1.4.4-5

El color de las luces de obstrucción utilizado, será acorde a la altura del calentador de acurdo a la establecido en la NOM-015-STC-3-1995.

Referencia

NOM-015-STC-3-1995

8.5, 8.6, 8.7 Y 8.8


8.5 Las luces de destello color blanco de intensidad media (L-865) se emplearán en instalaciones con alturas que excedan los 100 m sobre el nivel del aeródromo civil, independientemente de su ubicación respecto a las zonas protegidas. Este tipo de dispositivo es omnidireccional, por lo que sólo se requiere una; sin embargo, en instalaciones alejadas, con mantenimiento muy esporádico, se recomienda colocar dos con dispositivo de transferencia. Este tipo de luces es de intensidad variable controlada por foto celda; las intensidades y calibraciones de foto celda, así como la frecuencia de destello se presentan en el capítulo 9 de la presente Norma.

8.6 El faro de destello con pantalla color rojo (L-864), de 300 mm, se colocará en la cúspide en instalaciones cuya altura relativa, respecto al aeródromo civil sea de 60 m a 100 m, o cuando queden dentro de superficies limitadoras de obstáculos o áreas de protección para operaciones por instrumentos, cerca de los límites, aunque la altura sea menor de los 60 m Es omnidireccional por lo que aplica la misma recomendación del artículo anterior.

8.7 La luz de obstrucción color rojo (L-810), encendido fijo, en dispositivo doble, se usará en la cúspide de instalaciones con alturas relativas con el aeródromo de 45 m a 60 m, independientemente de su ubicación referida a las áreas de protección. Es doble y omnidireccional, por lo que cumple cobertura de haz y transferencia automática.

8.8 La luz de obstrucción color rojo, encendido fijo, en dispositivo sencillo (L-810), será utilizada en la cúspide de instalaciones con altura relativa respecto al aeródromo, de hasta 45 m dentro de la cobertura de las superficies limitadoras y áreas de protección correspondientes


La utilización de diferentes colores y características de destello de luces de obstrucción, proporcionará al operador de alguna aeronave una visión más segura de los obstáculos.






Fecha: 06/06/2007

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1.4.5 Sistema de Receptáculos.

Lineamiento 1.4.5-1

En el calentador, se deben instalar receptáculos monofásicos, polarizados, con puesta a tierra, tensión de operación a 127 V.C.A. y capacidad de 20 amperes, para equipos portátiles de alumbrado, herramientas para mantenimiento al equipo y otros servicios. Se deben instalar de tal manera, que cualquier punto del calentador se pueda alcanzar con una extensión de uso rudo no mayor de 20 metros. Al menos uno de los receptáculos debe estar localizado cerca de las entradas-hombre del calentador.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.12.4.1


8.12.4.1 Receptáculos para equipos portátiles dentro de las áreas de proceso. Los receptáculos para equipos portátiles de alumbrado, herramientas para mantenimiento al equipo de proceso principal y otros servicios, deben instalarse en lugares donde su uso facilite el mantenimiento.

Se deben localizar de manera tal, que cualquier punto de la Planta de proceso, se pueda alcanzar con una extensión de uso rudo o industrial no mayor de 20 metros.

En los equipos de proceso como calentadores, tanques, entre otros, incluyendo las torres de enfriamiento, se deben instalar receptáculos localizados cerca de las entradas hombre, para servicio de mantenimiento.

Todos los receptáculos, deben ser polarizados con puesta a tierra, tensión de operación a 127 Volts y capacidad de 20 amperes.


La instalación de receptáculos monofásicos a 127 V.C.A., en forma estratégica proporciona la facilidad de darle mantenimiento a todo el calentador.

Lineamiento 1.4.5-2

En el calentador, se deben instalar receptáculos trifásicos, polarizados, con puesta a tierra, con interruptor automático integrado, de 60 amperes, 480 V.C.A. para soldadoras. Se deben instalar de tal manera, que cualquier punto del calentador se pueda alcanzar con una extensión de uso rudo no mayor de 20 metros. Al menos uno de los receptáculos debe estar localizada cerca de las entradas hombre del calentador.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.12.4.2






Fecha: 06/06/2007

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8.12.4.2 Receptáculos para soldadoras dentro de las áreas de proceso. Los receptáculos deben ser localizados estratégicamente dentro de la planta de proceso, y a una distancia entre ellos no mayor de 20 m. El número de receptáculos no debe ser menor de dos. Los receptáculos deben estar alojados en envolventes apropiadas para el lugar donde sean instalados.

Todos los receptáculos deben ser de 60A, 480V, trifásicos, polarizados y con puesta a tierra, con interruptor automático integrado.


La instalación de receptáculos trifásicos a 480 V.C.A., en forma estratégica proporciona la facilidad de darle mantenimiento, con equipos que requieran energía trifásica, a todo el calentador.

Lineamiento 1.4.5-3

Los receptáculos monofásicos y trifásicos instalados en el calentador, deben tener envolventes que cumplan con la clasificación de área existente en el punto de instalación.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.12.4.1 Y 8.12.4.2


8.12.4.1 Los receptáculos deben estar alojados en envolventes apropiados para el lugar en donde sean instalados.

8.12.4.2 Los receptáculos deben estar alojados en envolventes apropiadas para el lugar donde sean instalados.


La instalación de elementos adecuados a la clasificación de áreas existente, garantiza la disminución de riesgos en la operación de los dispositivos eléctricos.

Lineamiento 1.4.5-4

Todas las envolventes y canalizaciones metálicas para conductores eléctricos, utilizados en el sistema de alumbrado y de contactos, deben unirse metálicamente para formar un conductor eléctrico continuo.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia

NOM-001-SEDE-2005

300-10


300-10. Continuidad eléctrica de envolventes y canalizaciones metálicas. Las canalizaciones metálicas, armaduras de cables y otras envolventes metálicas para conductores, deben unirse metálicamente para formar un conductor eléctrico continuo y deben estar conectadas a todas las cajas, accesorios y gabinetes para proporcionar una continuidad eléctrica efectiva. La canalización debe estar mecánicamente sujeta a las cajas, accesorios, gabinetes y otros envolventes.


Es importante la continuidad eléctrica de envolventes y canalizaciones para proporcionar una ruta de retorno cuando se presente una falla a tierra.

Lineamiento 1.4.5-5

Las canalizaciones utilizadas en la distribución del sistema de alumbrado y de contactos, serán de fierro galvanizado por inmersión en caliente, tipo pesado, roscado, de acuerdo a la norma NMX-J-534-ANCE-2001, o de aluminio libre de cobre con recubrimiento exterior de PVC y recubrimiento interior de uretano, dependiendo del grado de corrosión presente en el calentador por la quema de combustible. De requerirse, también los accesorios para las canalizaciones deben ser recubiertas de PVC.

Referencia


NRF-048-PEMEX-2003

8.4.2

8.4.2

En las instalaciones localizadas en áreas corrosivas, de acuerdo a las bases técnicas de licitación, las tuberías conduit para instalación visible debe ser de fierro galvanizado por inmersión en caliente, tipo pesado de acuerdo a la norma NMX-J-534-ANCE-2001 ó de aluminio libre de cobre tipo pesado, recubierta exteriormente de PVC de 40 milésimas de pulgada, y recubrimiento interior de uretano de 2 milésimas de pulgada, se debe cumplir con las pruebas requeridas para este tipo de material, como son:

-Dureza de recubrimiento exterior de PVC.

- Adherencia del recubrimiento exterior de PVC.

- Espesor del recubrimiento exterior de PVC.






Fecha: 06/06/2007

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- Espesor del recubrimiento interior de pintura de uretano.

Todos los accesorios de soportaría, como abrazaderas, canal “U”, para instalaciones eléctricas visibles deben ser con cubierta exterior de PVC.

Todos los accesorios de canalización para instalación eléctrica visible en áreas corrosivas como cajas de paso, tuercas unión, sellos, coples flexibles, cajas de conexión, deberán de ser de aluminio libre de cobre con cubierta exterior de PVC y pintura interior de uretano. Es necesaria la utilización de tubería conduit metálica para protección mecánica segura de conductores y de ser necesario recubrirlos de PVC para garantizar la durabilidad de las instalaciones.


Lineamiento 1.4.5-6

Todos los conductores deben tener etiquetas indelebles, indicando el número de circuito al que pertenecen, así como también la tensión a la que están operando.

Referencia

NFPA-70E ENGL 2000

Párrafo 2.2.3


2.2.3 Identification of ungrounded conductors.

Where more than one nominal voltage system exists in a building, each ungrounded conductor of multiwire branch circuit, where accessible, shall be identified by phase and system.

The means of identification shall be permanently posted at each branch circuit panel board.

Traducción

2.2.3 Identificación de conductores sin puesta a tierra.

En un edificio donde existen más de sistema con diferentes voltajes, cada conductor sin puesta a tierra de los circuitos derivados, será identificado por fase y por sistema.

El medio de identificación será fijado permanentemente en cada circuito derivado de los tableros de distribución.


Es necesario que los conductores lleven una etiqueta indeleble, que indique el número de circuito a que pertenecen, para realizar las labores de mantenimiento en forma segura.






Fecha: 06/06/2007

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1.3 Seguridad y Contra incendio en el área del Calentador 1.5.1 Contraincendio

Lineamiento 1.5.1-1

La planta de proceso a la cual pertenece el Calentador, debe contar con una Red Contraincendio.

Referencia

DG-GPÄSI-SI-3610 Rev.1 (1996) “Norma Para el Diseño y Construcción de Redes de Agua Contraincendio en Centros de Trabajo de Pemex-Refinación”.

NOM-002-STPS-2000 “Condiciones de Seguridad, Prevención, Protección y Combate de Incendios en los Centros de Trabajo”.


DG-GPASI-SI-3610 Rev.1 V.- Generalidades

V.1.- En general, todos los centros de trabajo de Pemex-Refinación en donde se manejan, procesan o almacenan líquidos inflamables o materiales combustibles, deben contar con una red Contraincendio que garantice el suministro de agua suficiente para combatir el incendio de mayor magnitud que pueda generarse en las instalaciones.

NOM-002-STPS-2000 5.- Obligaciones del patrón.

5.4.- Instalar equipos Contraincendio, de acuerdo al grado de riesgo de incendio, a la clase de fuego que se pueda presentar en el Centro de trabajo y a las cantidades de materiales en almacén y en proceso.

9.3- Requisitos para las áreas, locales y edificios, de acuerdo a su grado de riesgo de incendio.

9.3.1.6-5. Contar con equipo fijo contra incendio, de acuerdo al estudio que se realice, mismo que debe determinar su tipo y características, y ser complementario a los extintores.


1.- Se tiene un medio disponible de manera inmediata para el ataque a un incendio

Lineamiento 1.5.1-2

Se debe contar con al menos dos Extintores portátiles de Polvo químico seco, de fácil localización y acceso los cuales deben estar ubicados cerca del área del calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia


NFPA 86 (Ed. 2007) “Standard for Ovens and Furnace”.


NOM-002-STPS-2000 5. Obligaciones del patrón.

5.4 Instalar equipos Contraincendio, de acuerdo al grado de riesgo de incendio, a la clase de fuego que se pueda presentar en el centro de trabajo y a las cantidades de materiales en almacén y en proceso.

NFPA 86 Chapter 14 Fire Protection.

14.1 General. A study shall be conducted to determine the need for fixed or portable fire protection systems for ovens, furnaces, or related equipment.

14.1.1 The determination of the need for fire protection systems shall be based on a review of the fire hazards associated whit the equipment.

14.1.2 Where determinate to be necessary, fixed or portable fire protection systems shall be provided.

14.2.6 Where dry chemical protection systems are provided, they shall be installed in accordance whit NFPA 17

Traducción

NFPA 86 Capitulo 14 Protección de Fuego.

14.1 General. Un estudio conducirá a determinar la necesidad de un sistema de protección de fuego fijo o un sistema portátil para hornos, calentadores o equipo relacionado.

14.1.1 La determinación de un sistema de protección contra fuego, deberá ser basado de acuerdo al tipo de riesgo de fuego asociado con el equipo.

14.1.2 Donde se determine necesario un sistema de protección contra incendio fijo o portátil este deberá ser suministrado.

14.2.6 Donde un sistema de protección de polvo químico sea proporcionado, este deberá ser instalado de acuerdo a la NFPA 17.


1.- La ubicación y capacidad del extintor depende del tamaño del calentador y del criterio del diseñador.

2.- Se recomienda al menos dos extintores de polvo químico seco de 10 ó 20 Lbs. de capacidad. Localizados cerca del calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 1.5.1-3 En el área donde este localizado el Calentador deberá haber al menos dos Hidrantes-Monitor, ubicados de tal manera que cubran durante su accionamiento las zonas del Calentador con mayor probabilidad de fuego (tales como el arreglo de tuberías en el cual se encuentran las válvulas de control).

Referencia

DG-GPASI-SI-3610 Rev.1 (1996) “Norma para el Diseño y Construcción de Redes de Agua Contraincendio en Centros de Trabajo de Pemex-Refinación”.



DG-GPASI-SI-3610 Rev.1

V.- GENERALIDADES.

V.1.- En general, todos los centros de trabajo de Pemex-Refinación en donde se manejan, procesan o almacenan líquidos inflamables o materiales combustibles, deben contar con una red Contraincendio que garantice el suministro de agua suficiente para combatir el incendio de mayor magnitud que pueda generarse en las instalaciones.

XI. RED DE TUBERIAS.

XI.1.- Generalidades.

XI.1.1.- La red de distribución de agua Contraincendio es un es un conjunto de tuberías formando anillos o circuitos, diseñados para conducir exclusivamente agua Contraincendio a los puntos necesarios en los cuales se encuentran instalados los dispositivos para salida de agua, tales como hidrantes, monitores, sistemas de aspersión.

NFPA 86 Chapter 14 Fire Protection.

14.1General. A study shall be conducted to determine the need for fixed or portable fire protection systems for ovens, furnaces, or related equipment.

Traducción

14.1 General. Un estudio conducirá a determinar la necesidad de un sistema fijo o un sistema de protección portátil de fuego para hornos, calentadores o equipo relacionado.


1.- La ubicación depende del criterio del diseñador, las normas no indican específicamente que se coloque un(s) monitor(es) junto al Calentador.

2.- Se recomienda al menos dos hidrantes-monitor, localizados de tal manera que al accionarlos durante un siniestro en el área del calentador, no pongan al personal que los utiliza.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 1.5.1-4 El calentador debe contar con un sistema de aspersión a base de agua ó una cortina de vapor, diseñado de tal forma que al accionarlo forme una cortina alrededor del calentador evitando el paso de una nube de gas combustible proveniente del área de proceso, hacia los quemadores del calentador.

Referencia

DG-GPASI-SI-3610 Rev.1 (1996) “Norma para el Diseño y Construcción de Redes de Agua Contraincendio en Centros de Trabajo de Pemex-Refinación”.



DG-GPASI-SI-3610 Rev.1 V.- GENERALIDADES. V.1.- En general, todos los centros de trabajo de Pemex-Refinación en donde se manejan, procesan o almacenan líquidos inflamables o materiales combustibles, deben contar con una red Contraincendio que garantice el suministro de agua suficiente para combatir el incendio de mayor magnitud que pueda generarse en las instalaciones.

XI. RED DE TUBERIAS. XI.1.- Generalidades.

XI.1.1.- La red de distribución de agua Contraincendio es un es un conjunto de tuberías formando anillos o circuitos, diseñados para conducir exclusivamente agua Contraincendio a los puntos necesarios en los cuales se encuentran instalados los dispositivos para salida de agua, tales como hidrantes, monitores, sistemas de aspersión.


1.- Este sistema no está indicado específicamente en Norma, pero se recomienda por experiencia.

2.- Se recomienda que los calentadores tengan un sistema de aspersión con agua ó cortina de vapor diseñado de tal forma que al accionarlo forme una cortina de agua alrededor del calentador evitando el paso de una nube de gas combustible proveniente del proceso, hacia los quemadores del calentador.

1.5.2 Seguridad

Lineamiento 1.5.2-1

La planta de proceso a la cual pertenece el Calentador, debe contar con un sistema automático de detección de fuego y gas independiente del Sistema de Control Distribuido (SCD) y del Sistema de Paro de Emergencia (ESD).






Fecha: 06/06/2007

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NRF-011-PEMEX-2002 “Sistemas Automáticos de Alarma por Detección de fuego y/o Atmósferas Riesgosas SAAFAR”.

NRF-045-PEMEX-2002 “Determinación del Nivel de Integridad de Seguridad de los Sistemas Instrumentados de Seguridad”.


NOM-002-STPS-2000

5. Obligaciones del patrón. 5.3 Determinar el grado de riesgo de incendio, de acuerdo a lo establecido en el apéndice A y cumplir con los requisitos de seguridad correspondientes, de acuerdo a lo establecido en el Capitulo 9. 9.3- Requisitos para las áreas, locales y edificios, de acuerdo a su grado de riesgo de incendio. 9.3.1.6-6. Contar con detectores de incendio, de acuerdo al estudio que se realice, mismo que debe determinar su tipo y características. 9.3.1.6-7. Contar con detectores de gases en las áreas donde se procesen o almacenen gases combustibles. NRF-.11-PEMEX-2002 2. ALCANCE 2.1. Este documento establece los criterios que deben tomarse en cuenta para identificar los requerimientos y funciones de protección que deba cubrir el SAAFAR, de acuerdo con un análisis de riesgo preliminar. 8.7 Requisitos de Ingeniería. 8.7.1 El SAAFAR debe ser estructurado a partir de la unidad de control (PLC) o tablero Contraincendio, cumpliendo con todas las especificaciones y certificaciones según sea el caso de aplicación. El equipo y la operación del SAAFAR deben ser totalmente independientes de los sistemas de control del proceso (SCD/SCADA/SIMCOT/OCS) y del paro de la planta SPE.

NRF-011-PEMEX-2002

8.3. Descripción de los elementos que integran un SAAFAR. Unidad de control (PLC) Tablero de control Contraincendio Detectores (gas combustible, de gas tóxico, de humo/flama. Alarmas Estaciones Manuales de Alarma Sistemas de comunicación.






Fecha: 06/06/2007

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1.- Con el sistema de detección de gas y fuego se tendrá un panorama y control del estado que guardan los dispositivos de seguridad tales como detectores (de gas combustible, de gas tóxico, de humo/flama), alarmas, estaciones manuales de alarma y sistemas de comunicación y en una situación de emergencia tomar las acciones adecuadas para su ataque.

Lineamiento 1.5.2-2

Se debe contar con el estudio de riesgos para determinar la cantidad, tipo, ubicación y filosofía de operación del sistema de fuego y gas, así como la ingeniería de detalle bajo la cual se conceptualizo el sistema.

Referencia



NRF-045-PEMEX-2002 “Determinación del Nivel de Integridad de Seguridad de los Sistemas Instrumentados de Seguridad”.


NOM-002-STPS-2000

5. Obligaciones del patrón. 5.12 Contar con detectores de incendio, acordes al grado de riesgo de incendio en las distintas áreas de trabajo, para advertir al personal que se produjo un incendio o que se presenta alguna otra emergencia.

NRF-011-PEMEX-2002

8.3. Descripción de los elementos que integran un SAAFAR. Detectores (gas combustible, de gas tóxico, de humo/flama.

Comentarios o beneficios La ubicación, tipo y cantidad de detectores, será resultado del estudio de riesgos efectuado.

Lineamiento 1.5.2-3

Se debe contar con al menos una alarma visual/sonora cerca del área del Calentador, la cual debe estar ubicada de tal forma que sea vista y escuchada fácilmente por el personal.






Fecha: 06/06/2007

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Al recibir el tablero de control de gas y fuego la señal procedente de algún detector o botón de emergencia, este deberá mandar la señal para que actúen las alarmas visual/sonora.

Referencia




NOM-002-STPS-2000


NRF-011-PEMEX-2002

8.3. Descripción de los elementos que integran un SAAFAR. Alarmas

Lineamiento 1.5.2-4

Se debe contar al menos con un botón de emergencia cerca del calentador, el cual debe estar ubicado de tal forma que sea fácilmente visible por el personal que se encuentre cerca del área del Calentador, y que al accionarlo envíe la señal de alarma al tablero de control de gas y fuego.

Referencia




NOM-002-STPS-2000







Fecha: 06/06/2007

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NRF-011-PEMEX-2002

8.3. Descripción de los elementos que integran un SAAFAR. Estaciones Manuales de Alarma


1.- La ubicación, tipo y cantidad de botones de emergencia, depende del criterio del diseñador

2.- Por experiencia se recomienda al menos un botón de emergencia cerca del calentador

Lineamiento 1.5.2-5

En el área del calentador y con la finalidad de ubicar de una manera rápida los equipos de seguridad, se deben tener instalados letreros de seguridad con las siguientes leyendas: extintor portátil y botón de emergencia.

Referencia

NOM-026-STPS-1998 “Colores y Señales de Seguridad e Higiene, e Identificación de Riesgos por fluidos Conducidos en Tuberías”.

NFPA 170 (Ed.2006) “Standard for Fire Safety and Emergency Symbols”.


NOM-026-STPS-1998 1.- Objetivo Definir los requerimientos en cuanto a los colores y señales de seguridad e higiene y la identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. 2.- Campo de Aplicación Esta Norma rige en todo el territorio nacional y se aplica en todos los centros de trabajo. 5.- Obligaciones del Patrón. 5.1.- Establecer las medidas necesarias para asegurar que las señales y la aplicación del color para propósitos de seguridad e higiene, así como la identificación de los riesgos por fluidos conducidos en tuberías, se sujeten a las disposiciones de la presente Norma. 5.2.- Proporcionar capacitación a los trabajadores sobre la correcta interpretación de los elementos de señalización indicados en el apartado anterior.






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5.3.- Garantizar que la aplicación del color, la señalización y la identificación de la tubería estén sujetos a un mantenimiento que asegure en todo momento su visibilidad y legibilidad. 5.4.- Ubicar las señales de seguridad e higiene de tal manera que puedan ser observadas e interpretadas por los trabajadores a los que están destinadas y evitando que sean obstruidas.


1.- La ubicación, tipo y cantidad de letreros de seguridad, dependen entre otras cosas de la ubicación del equipo, características de los fluidos manejados y del criterio del diseñador.

2.1 Instrumentación mínima de medición y control con la que deben contar los calentadores a fuego directo de tiro natural y hornos de pirolisis (en los puntos que se indican que aplica).

2.1.1 Temperatura

Lineamientos 2.1.1-1 y 2.3.1-1

Medición de temperatura en superficie de tubos. Número de termoskines por paso deben ser tres (3)

Referencia

NRF-089-PEMEX 2004, 8.2.16.3 inciso a.


El número mínimo de termocoples tipo termoeskin por paso debe ser tres; uno en cada tubo de radiación de la sección escudo, la salida y uno más centrado.

Comentarios o Beneficio

Para evitar sobrecalentamiento en los tubos y prever una posible ruptura de los mismos.

Lineamientos 2.1.1-2 y 2.3.1-2 Indicación de temperatura en caja del calentador A) En zona de radiación.

Referencia

API-556 3.4.1 Temperaturas de caja.


The radiant section temperature measurement may be used to guide firing control and to avoid overheating the tubes or the firebox …






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Traducción

La medición de temperatura en la zona de radiación se usa para controlar el calentamiento y para evitar sobrecalentamientos en los tubos de la caja.


Se usa para controlar el calentamiento, obtener el perfil de temperaturas y para evitar sobrecalentamiento en los tubos de la caja.

Lineamientos 2.1.1-3 y 2.3.1-3 Indicación de temperatura en caja del calentador B) En zona de convección

Referencia



3.4.2 Convection Section Temperature

Flue gas temperature measurement in the convection section is useful for monitoring efficiency.

Traducción

La medición de temperatura de los gases de combustión en la zona de convección es útil para monitorear la eficiencia.


Es útil para monitorear la eficiencia, conocer el perfil de temperatura del horno para control de la operación


Indicación de temperatura en caja del calentador C) En chimenea.

Referencia



The stack temperature is useful in evaluating the overall performance of the heater and in keeping the temperature within the design and material limit of the stack.

Traducción

La temperatura en la chimenea es útil en evaluar el desempeño del calentador para mantener la temperatura dentro de los límites del diseño y material de la chimenea.






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Se evalúa el desempeño del calentador para mantener la temperatura dentro de los límites de diseño y material de la chimenea.

Lineamientos 2.1.1-5 y 2.3.1-5 Indicador de temperatura del proceso en la entrada del horno

Referencia

API-556 3.4.4 Temperaturas de carga y transferencia.


3.4.4 Charge and Transfer Temperatures

More complex heaters (for example, crude heaters) should have enough measurements to obtain a temperature profile. Usually a thermocouple with a thermo well is installed in the following:

a) The inlet to the heater.

Traducción

Los calentadores complejos (por ejemplo calentadores de crudo), deberán tener suficientes mediciones para obtener el perfil de temperatura. Por lo que un termocople con su termopozo se instala en: a) En la entrada al calentador


Para evaluar el desempeño del calentador y el perfil de temperaturas.

Lineamientos 2.1.1-6 y 2.3.1-6 Indicador de temperatura del proceso a la salida del horno. (En cada serpentín)

Referencia




More complex heaters (for example, crude heaters) should have enough measurements to obtain a temperatura profile. Usually a thermocouple with a thermowell is installed in the following: c) Each outlet of the heater.






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Traducción

Los calentadores complejos (por ejemplo calentadores de crudo), deberán tener suficientes mediciones para obtener el perfil de temperatura. Por lo que un termocople con su termopozo se instala en: c) cada salida del calentador.


Para observar si la distribución del fluido de proceso esta balanceado ó si existe algún problema en algún serpentín

Lineamiento 2.1.1-7 Indicador de temperatura en la unión de las salidas de proceso.

Referencia




More complex heaters (for example, crude heaters) should have enough measurements to obtain a temperature profile. Usually a thermocouple with a thermo well is installed in the following: d) The combined outlet from the heater.

Traducción

Los calentadores complejos (por ejemplo calentadores de crudo), deberán tener suficientes mediciones para obtener el perfil de temperatura. Por lo que un termopar con su termopozo se instala en: d) La salida combinada del calentador.


Le permite al operador obtener la temperatura final de la combinación de los serpentines, lo que ayuda para controlar la operación flujo abajo del calentador.

Lineamiento 2.1.1-8 Indicador de temperatura en el crossover de la sección de convección a la sección de radiación

Referencia

API-556 3.4.4 Temperaturas de carga y transferencia








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More complex heaters (for example, crude heaters) should have enough measurements to obtain a temperature profile. Usually a thermocouple with a thermo well is installed in the following: b) Each crossover from the convection section to the radiant section.

Traducción

Los calentadores complejos (por ejemplo calentadores de crudo), deberán tener suficientes mediciones para obtener el perfil de temperatura. Por lo que un termocople con su termopozo se instala en: b) Cada crossover de la zona de convección a la zona de radiación.


Obtener el perfil de temperaturas en los pasos del calentador y controlar el calentamiento del fluido de proceso.

Lineamiento 2.1.1-9

Indicador de temperatura del combustóleo

Referencia

API-556 3.4.6 Temperatura del combustóleo.


Fuel oil temperature is usually measured and controlled. The measurement is generally made using a thermocouple, filled thermal system, or resistance bulb. The oil temperature requires is dependent on the grade of oil being used and viscosity requirements of the burners.

Traducción

La temperatura del combustóleo es medida y controlada. La medición es hecha mediante un termopar con termopozo, un sistema termal lleno, o un bulbo de resistencia. La temperatura requerida en el combustible, depende del tipo de combustóleo y la viscosidad requerida por los quemadores.


Mantener la temperatura en el combustóleo para que la atomización y combustión sea eficiente.

Lineamientos 2.1.1-10 y 2.3.1-8 Control de temperatura del flujo calentado en la salida del calentador.






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Referencia

API-556

3.8 Control systems


3.8 Control Systems

The primary purpose of the control system is to automatically maintain safe and stable operation and the required heater duty. This is usually done by regulating the fuel flow to control the heated-fluid outlet temperature; however, in some installation, the controlling variable may be fractionator‟s pressure, bottom level, or some other variable.

Traducción

3.8 Sistemas de control

El propósito principal del sistema de control es mantener automáticamente la operación estable y segura así como el calor requerido. Esto se hace regulando el flujo de combustible para controlar la temperatura se salida; sin embargo, en algunas instalaciones, la variable controlada puede ser la presión de un fraccionador, los fondos de nivel, o alguna otra variable.


Mantener en forma automática la temperatura de salida del fluido de proceso que permita una operación segura y estable del horno, controlando la demanda de combustible en base a la temperatura de salida del fluido calentado

2.1.2 Presión

Lineamientos 2.1.2-1 y 2.3.2-1 Indicación de presión en cada serpentín a la entrada del proceso

Referencia

F.1.5 MEASUREMENT API-560


F-1-5 MEASUREMENT

The following measurements are to be taken for reference purposes and for identification of heater operating conditions. e) Process fluid inlet pressure.

Traducción Las siguientes mediciones deben tomarse como referencia o para identificar las condiciones de operación: e) Presión del fluido de entrada de proceso.






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Mantener homogéneo el balance de presiones en cada serpentín y advertir taponamientos posibles en los serpentines. Esta medición es útil cuando la entrada al horno esta vaporizada parcialmente e impide la medición de flujo.


Indicación de presión a la salida en cada serpentín del proceso

Referencia

F.1.5 MEASUREMENT


F-1-5 MEASUREMENT

The following measurements are to be taken for reference purposes and for identification of heater operating conditions. f) Process fluid outlet pressure

Traducción Las siguientes mediciones deben tomarse como referencia o para identificar las condiciones de operación: f) presión de salida del fluido de proceso


Mantener homogéneo el balance de presiones en cada serpentín y advertir taponamientos posibles en los serpentines.

Lineamientos 2.1.2-3 y 2.3.2-3 Control e indicación de presión del gas combustible

Referencia

API-556

3.5.3 Presión de combustible 3.8.2 Quemado de gas combustible.


3.5.3 Fuel Pressure

3.5.3.1 Gas Fired Heater

In the gas fired heater, the fuel gas main header pressure is taken downstream from the master regulator to the fuel system. Pressure to the burners is also measured. This measurement is made downstream of the fuel control valve Sometimes pressure indicators are desired between the burner cock and the Burned






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3.8.2 Fuel gas firing

If the fuel gas supply pressure can exceed the maximum allowable burner pressure, a fuel pressure regulator or controller should be used to limit fuel gas pressure in order to prevent over firing and flameout. A pressure safety valve may be required to prevent excessive pressure at the burners.

Traducción

3.5.3.1 Calentadores de gas.

En los calentadores a fuego directo con gas, el gas combustible es tomado abajo del regulador master del sistema de combustibles. La presión en los quemadores es medida. Esta medición se hace flujo abajo de la válvula de control. Es conveniente tener indicadores de presión entre las válvulas de bloqueo de cada quemador y el quemador.

3.8.2 Quemado de gas combustible. Si la presión de gas combustible excede la máxima presión permitida del quemador, debe usarse un regulador de presión o un controlador, para limitar la presión del gas para prevenir flama excesiva o flamas que fuera de lugar. Una válvula de seguridad puede requerirse para prevenir exceso de presión en los quemadores.


Mantener en forma automática la presión del gas en el quemador de acuerdo a la presión requerida.

Lineamientos 2.1.2-4 y 2.3.2-4 Indicador de presión de gas a quemadores.

Referencia

API-556

3.5.3 Presión de combustible



Sometimes pressure indicators are desired between the burner cock and the burner.

Traducción

3.5.3.1 Hornos de gas

Con frecuencia, es deseable tener indicación de presión entre las válvulas de bloqueo de cada quemador y el quemador.






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Verificar la presión del gas a los quemadores y comprobar la presión de entrega de la válvula del controlador de presión.

Lineamientos 2.1.2-5 y 2.3.2-5 Indicador de presión de gas a pilotos.

Referencia

API-556

3.5.3 Presión de combustible



Sometimes pressure indicators are desired between the burner cock and the burner.

Traducción Con frecuencia, es deseable tener indicación de presión entre las válvulas de bloqueo de cada quemador y el quemador.


Verificar la presión del gas a pilotos y comprobar el buen funcionamiento del regulador de presión de pilotos

Lineamiento 2.1.2-6 Control e Indicador de presión del combustóleo

Referencia

API-560

F.1.5 Medición

API-556

3.8 Sistemas de Control.


F.1.5 MEASUREMENT

The following measurements are to be taken for reference purposes and for identification of heater operating conditions.

g. Fuel pressure at the burner.

3.8 Control Systems






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The primary purpose of the control system is to automatically maintain safe and stable operation and the required heater duty. This is usually done by regulating the fuel flow to control the heated-fluid outlet temperature; however, in some installation, the controlling variable may be fractionators pressure, bottom level, or some other variable.

Traducción

F.1.5 Medición

Las siguientes mediciones deben tomarse como referencia o para identificar las condiciones de operación

g) presión del combustible al quemador.

3.8 Sistemas de control

El propósito principal del sistema de control es mantener automáticamente la operación estable y segura así como el calor requerido. Esto se hace regulando el flujo de combustible para controlar la temperatura se salida; sin embargo, en algunas instalaciones, la variable controlada puede ser la presión de un fraccionador, los fondos de nivel, o alguna otra variable


Mantener la presión constante del combustible a los quemadores, de acuerdo a su especificación, para asegurar un quemado eficiente y seguro

Lineamiento 2.1.2-7 Indicador de presión en el vapor de atomización

Referencia

API-560 F.1.5 Medición


F-1-5 MEASUREMENT

The following measurements are to be taken for reference purposes and for identification of heater operating conditions.

h. Atomizing medium pressure at the burner.

Traducción

Las siguientes mediciones deben tomarse como referencia o para identificar las condiciones de operación

h) Presión del vapor de atomización






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Asegurar que la presión del vapor es la adecuada para lograr una atomización eficiente y segura del combustóleo.

Lineamiento 2.1.2-8 Control de Presión Diferencial entre el vapor y combustóleo.

Referencia

API-556

3.5.3.2 Combustóleo de quemado al calentador


3.5.3.2 Oil fired heater.

……….In most installation, steam atomizing oil burners are employed. When steam atomization is used, it is necessary to control differential pressure between the fuel and the steam.

Traducción

3.5.3.2 Combustóleo de quemado al calentador

……………..En la mayoría de las instalaciones, se emplean quemadores con vapor de atomización. Cuando el vapor de atomización es usado, es necesario controlar la diferencial de presión entre el combustóleo y el vapor.


Controlar la presión diferencial entre el vapor y el combustóleo para asegurar una atomización eficiente y de acuerdo a los requerimientos de los quemadores.

2.1.3 Tiro

Lineamientos 2.1.3-1 y 2.3.3-1 Indicador de tiro en el horno

Referencia

API-556

3.5.1 Tiro


Draft is an important measurement on all fired equipment. This measurement is used as a guide to proper heater operation. Pressure measurement should be made at the outlet of a force draft fan, across the air preheater, in the preheater air duct before the






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burners, in the fire box( near the burners and at the top of radiant section), and across the dampers

Traducción

La medición del tiro es una importante medición en los hornos, y es usada como una guía para una adecuada operación del horno. La medición del tiro debe ser hecha a la salida del ventilador de tiro forzado, a través del precalentador, en el ducto del precalentador de aire antes de los quemadores, en la caja (cerca de los quemadores y arriba de la sección de radiación), y a través de las mamparas


Conocer el perfil del tiro del horno, para mantener el flujo de gases de combustión a través del mismo, así como ajustar la cantidad adecuada de aire para obtener una combustión eficiente


Control del tiro, por la mampara de la chimenea del horno.

Referencia

API-560

9.1.10

API-556

3.8.1 Control de Flujo de combustible / flujo de aire.


API-560

9.1.10 When operating with natural draft, control dampers shall be furnished on each heater stack or each inlet air plenum.

API-556

3.8.1 Fuel –Flow / Air – Flow Control

…….Another method involves controlling the inlet air dampers to maintain the proper oxygen values and using the stack damper to control the draft.

Traducción

API- 560

9.1.10 Cuando se opera con tiro natural, se proporcionarán mamparas en cada chimenea de cada calentador o en cada entrada de aire al plenum.

3.8.1 Control de Flujo de Combustible / Flujo de aire

API-556






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……Otro método consiste en controlar la entrada de aire con las mamparas para mantener el valor de oxigeno más adecuado y usar la mampara de la chimenea para controlar el tiro.


Mantener el flujo de gases de combustión a través del horno, asi como ajustar la cantidad adecuada de aire para obtener una combustión eficiente. Permite ajustar el tiro para compensar por variaciones atmosféricas o por cambios en poder calorífico del combustible

2.1.4 Flujo

Lineamientos 2.1.4-1 y 2.3.4-1 Control y medición de flujo a la entrada de cada serpentín de proceso

Referencia

API-556

Flujo de Carga


3.5.4 Charge Flow

An orifice plate and flow controller are usually localted upstream of the heater coil.If the charge is divided into two or more streams of the heater, the flow in each pass is measured, if practical.

Traducción

3.5.4 Flujo de carga.

Una Placa de orificio y control de flujo se localizan en el serpentín antes de la entrada al calentador, si la carga es dividida en uno o más serpentines, el flujo en cada serpentín debe ser medido si es posible.


Para balancear el flujo de proceso a través de los serpentines y lograr una operación eficiente del horno.


Medición del flujo de gas combustible

Referencia

API-556

3.5.2 Flujo de combustibles






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3.5.2 Fuel Flow

Fuel gas and oil flow may be measured with devices such as orifice meters, vortex meters, and variable area meters.

Traducción

El gas combustible y el flujo de aceite debe ser medido con placas de orificio, medidores Vortex o medidores de área variable.


Para conocer la eficiencia energética del horno y asegurar el gas combustible a los quemadores.

Lineamiento 2.1.4-3 Medición del flujo del vapor de atomización

Referencia

API-560

F.1.4 Instrumentación


The instrumentation specified in F.1.4.1 and F.1.4.2 is required for the collection of data and the subsequent calculations necessary to determine the thermal efficiency of the heater

Traducción

La instrumentación especificada en la fig. F.1.4.1 y F.1.4.2, es requerida para la colección de datos y los cálculos subsecuentes necesarios para determinar la eficiencia del calentador. (ver fig. F-1)


Asegurar un suministro de vapor constante, determinar la eficiencia térmica del calentador.

Lineamiento 2.1.4-4 Medición de flujo de entrada y salida de combustóleo

Referencia

API-556

3.5.2 Flujo de combustibles






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In a system where oil is recirculated and only a portion reaches the burners, it is necessary to control the system pressure. This is done to properly proportion the flow to the burner and the return line.

Traducción

En un sistema donde el combustóleo es recirculado y solo una porción alcanza los quemadores, se requiere controlar la presión del sistema. Esto se hace midiendo el suministro y retorno de combustóleo al quemador


Conocer la cantidad de combustible quemado, obtener la eficiencia térmica del horno, así como mantener un suministro adecuado del combustible.

2.1.5 Misceláneos


Analizador de Oxígeno

Referencia

API-556

3.6.1.1 Oxígeno.


3.6.1.1 Oxygen

To establish and maintain the efficiency and safety of the combustion process, excess oxygen is an important measurement A combustion control system continually adjust the fuel feed to meet the varying load requirements and maintains a correct proportion of air to burn the amount of fuel being fed at any time.

Traducción

Para establecer y mantener la eficiencia y seguridad del proceso de combustión, la medición del exceso de oxígeno es una medición importante. Un sistema de control de combustión continuamente ajusta la alimentación de combustible para ajustar los requerimientos de carga y mantener una proporción correcta de aire para quemar la cantidad de combustible en cualquier momento.


Mantener la operación del horno en forma eficiente, para ajustar los requerimientos de carga y mantener la proporción correcta de aire.






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Medición del poder calorífico del gas.

Referencia

API-556

3.6.2 Valor calorífico del gas combustible.


3.6.2 Fuel Gas Heating Value.

When Wide variations of fuel gas heating value are expected, it is desirable to measure and compensate for these variations. This measurement is generally made on the plant gas system rather than an individual heater. Calorimeters, densitometers, and gas Chromatographs are used to obtain this measurement.

Traducción

3.6.2 Valor calorífico del gas combustible.

Cuando se esperan amplias variaciones del poder calorífico, es deseable medir para compensar estas variaciones. Esta medición es generalmente hecha en el sistema de gas de la planta más que para un horno individual. Para obtener esta medición se usan Calorímetros, Densitómetros y Cromatógrafos de gases.


Para ajustar el flujo de gas de acuerdo al poder calorífico del mismo, modificar el tiro a través del horno, modificar carga y así mantener una operación estable del horno.

2.2 Instrumentación mínima de medición y control de los calentadores a fuego directo que cuenten con precalentador de aire

2.2.1 Temperatura

Lineamiento 2.2.1-1

Temperatura de aire descarga tiro forzado

Referencia

API-556

3.4.7 Temperaturas en aire y gases de combustión


3.4.7 Combustion-Air Preheater Temperature.

When a combustion air preheater is used, temperature measurements at the air inlet and outlet and the flue gas inlet and outlet are required in evaluating preheater






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performance and as a guide in maintaining the flue gas and/or air temperature above the dew point to prevent cold-end corrosion.

Traducción

3.4.7 Temperaturas del precalentador gases de combustión – aire.

Cuando se usa un precalentador de aire por gases de combustión, las mediciones de temperatura en la entrada y salida del lado aire y del lado gases de combustión es requerido para evaluar el desempeño del precalentador y como una guía en mantener los gases de combustión y la temperatura del aire arriba de la temperatura de rocío para prevenir un enfriamiento que genere corrosión.


Permite obtener la eficiencia térmica del precalentador, y sirve de guía para el control del precalentador.

Lineamiento 2.2.1-2

Temperatura salida aire del serpentín de vapor del precalentador de aire.

Referencia

API-556



3.4.7 Combustión-Air Preheater Temperatura.

When a combustion air preheater is used, temperature measurements at the air inlet and outlet and the flue gas inlet and outlet are required in evaluating preheater performance and as a guide in maintaining the flue gas and/or air temperature above the dew point to prevent cold-end corrosion.

Traducción

3.4.7 Temperaturas en el Precalentador Aire-Combustión



Permite evaluar el desempeño del serpentín de vapor del precalentador de aire, y es una guía para el control del precalentador.






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Lineamiento 2.2.1-3

Temperatura salida aire del precalentador de aire.

Referencia

API-556



3.4.7 Combustion-Air Preheater Temperature


Traducción




Permite obtener la eficiencia térmica del precalentador, y es una guía para el control del precalentador.

Lineamiento 2.2.1-4

Temperatura aire en ducto después desvío precalentador

Referencia

API-556



3.4.7 Combustion-Air Preheater Temperatura







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Traducción




Es una guía para mantener la temperatura del aire que va a la cámara de combustión, además permite la evaluación térmica del precalentador

Lineamiento 2.2.1-5

Temperatura gases de combustión al precalentador de aire.

Referencia

API-556



3.4.7 Combustion-Air Preheater Temperatura.


Traducción


Cuando se usa un precalentador de aire se requiere indicación de temperatura a la entrada y salida lado aire e indicación de temperatura en la entrada y salida lado gases de combustión para evaluar el desempeño del calentador y como una guía para mantener para mantener la temperatura en los gases de combustión y el aire arriba del punto de rocío


Permite la evaluación del desempeño del precalentador y es una guía útil al operador para el control del precalentador






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Lineamiento 2.2.1-6

Temperatura salida gases de combustión del precalentador de aire

Referencia





Traducción





Lineamiento 2.2.1-7

Temperatura en precalentador de aire

Referencia




Traducción

Cuando se usa un precalentador de aire por gases de combustión, las mediciones de temperatura en la entrada y salida del lado aire y del lado gases de combustión es requerido para evaluar el desempeño del precalentador y como una guía en mantener






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los gases de combustión y la temperatura del aire arriba de la temperatura de rocío para prevenir un enfriamiento que genere corrosión.



2.2.2 Presión

Lineamiento 2.2.2-1

Presión descarga tiro forzado

Referencia

API-556

3.5.1 Tiro


3.5.1 Draft

Draft is an important measurement on all fired equipment. This measurement is used as a guide to proper heater operation. Pressure measurements should be made at the outlet of a forced-draft fan, across the air preheater, in the preheater air duct before the burners, in the firebox (near the burners and at the top of the radiant section), and across the dampers.

Traducción

3.5.1 Tiro

El tiro es una medición importante en el horno, esta medición es usada como una guía para una operación adecuada del horno. Las mediciones de presión deben realizarse a la salida del ventilador de tiro forzado, a través del precalentador de aire, en el ducto del precalentador antes de los quemadores, en la cámara de combustión (cerca de los quemadores y en la parte alta de la zona de radiación), y a través de las mamparas


Permite al operador conocer el desempeño del ventilador y su estado funcional, y es una guía para el control del sistema de precalentamiento






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Lineamiento 2.2.2-2 Presión aire en ducto antes de mampara de control de aire

Referencia

API-556

3.5.1 Tiro


3.5.1 Draft


Traducción

3.5.1 Tiro



Es una guía para la operación adecuada del sistema de precalentamiento, que permite establecer los valores de operación dentro de los que trabaja el sistema de precalentamiento.

Lineamiento 2.2.2-3 Control de presión en cámara de combustión del horno, mediante control en mamparas de la succión del ventilador de tiro inducido y de la de chimenea

Referencia

API-556

3.8.5 Control de presión en la cámara de combustión


3.8.5 Firebox Pressure Control






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When the heater has an induced – draft fan, it is recommended that the firebox pressure be maintained by automatically adjusting the induced – draft control damper, or induced – fan speed utilizing a fire box pressure controller.

Traducción

Cuando el calentador tiene ventilador de tiro inducido, se recomienda que la presión de la caja del calentador se mantenga ajustando automáticamente la mampara del tiro inducido, o por la velocidad del ventilador utilizando un controlador de presión de la caja de quemado.


Mantener la presión en la cámara que permita el flujo de gases de combustión a través del sistema y controle la presión en la cámara de combustión.

Lineamiento 2.2.2-4

Indicación de presión gases de combustión en la entrada del precalentador de aire.

Referencia

API-556

3.5.1 Tiro


3.5.1 Draft

Draft is an important measurement on all fired equipment. This measurement is used as a guide to proper heater operation. Pressure measurements should be made at the outlet of a forced-draft fan, across the air preheater, in the preheater air duct before the burners, in the firebox (near the burners and at the top of the radiant section), and across the dampers

Traducción

3.5.1 Tiro



Es una guía para la operación adecuada del horno, que permite establecer los valores de operación dentro de los que trabaja el sistema de precalentamiento






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Lineamiento 2.2.2-5

Indicación de presión gases de combustión en salida del precalentador de aire.

Referencia

API-556

3.5.1 Draft


3.5.1 Draft

Draft is an important measurement on all fired equipment. This measurement is used as a guide to proper heater operation. Pressure measurements should be made at the outlet of a forced-draft fan, across the air preheater, in the preheater air duct before the burners, in the firebox (near the burners and at the top of the radiant section), and across the dampers

Traducción

3.5.1 Tiro

El tiro es una medición importante en el horno, esta medición es usada como una guía para una operación adecuada del horno. Las mediciones de presión deben realizarse a la salida del ventilador de tiro forzado, a través del precalentador de aire, en el ducto del precalentador antes de los quemadores, en la cámara de combustión( cerca de los quemadores y en la parte alta de la zona de radiación), y a través de las mamparas


Es una guía para la operación adecuada del precalentador, que permite establecer los valores de operación dentro de los que trabaja el sistema de precalentamiento. La disminución de presión indicaría una falla en el ventilador de tiro forzado o la apertura de la mampara de la chimenea

Lineamiento 2.2.2-6

Indicación de presión descarga ventilador tiro inducido

Referencia

API-556

3.5.1 Tiro


3.5.1 Draft

Draft is an important measurement on all fire equipment. This measurement is used as a guide to proper heater operation.






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Traducción

3.5.1 Tiro

El tiro es una medición importante en todo horno. Esta medición es usada como una guía para una operación adecuada del horno.


Es una medición que permite conocer el estado funcional del ventilador de tiro inducido.

Lineamiento 2.2.2-7

Indicación de presión del vapor a serpentín del precalentador

Referencia.

Aplicado en el sistema de precalentamiento de horno BA-3701 Hidro. de Diesel en Refinería de Cadereyta


Permite comprobar el suministro y calidad de vapor al serpentín del precalentador

2.2.3 Flujo

Lineamiento 2.2.3-1

Control y Medición del flujo de aire de combustión.

Referencia

API-556

3.5.5 Flujo de aire de combustión


3.5.5 Combustion air flow.

Air flow in forced – draft heaters is a critical measurement that is often difficult to obtain. Direct or inferred methods of obtaining this measurement include the following.

a) Locating the primary element (for example, venture, averaging pitot, hot wire anemometer , piezometer ) in the forced draft duct system.

Traducción

El flujo de aire en calentadores con tiro forzado es una medición crítica que frecuentemente es difícil obtener. Métodos directos o indirectos para obtener esta medición incluyen lo siguiente.






Fecha: 06/06/2007

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a) Localizar el elemento primario (por ejemplo, venturi, tubos promediadores tipo Pitot. Anemómetros térmicos, o tipo piezométrico ) en el ducto de tiro forzado.


El controlador de flujo de aire, permite controlar automáticamente el aire precalentado que va a la cámara de combustión. Este controlador es ajustado por el sistema Bias, que en base a selectores tiene la siguiente ventaja: A cualquier disminución de la temperatura primero se aumenta la cantidad de aire al sistema y después la de combustible, y a cualquier aumento de la temperatura, primero se disminuye la cantidad de combustible y después la de aire.

Lineamiento 2.2.3-2

Indicación flujo de vapor a serpentín de vapor antes del precalentador de aire.

Referencia.

Aplicado en el sistema de precalentamiento de horno BA-3701 Hidro. de Diesel en Refinería de Cadereyta


Es una variable que permite al operador comprobar el suministro de vapor al serpentín del precalentador y adicionalmente se utiliza para el cálculo del desempeño térmico del horno.

2.2.4 Mamparas

Lineamiento 2.2.4-1

Mampara desvío precalentador lado aire

Referencia

API-560

E.3.5.1 Desvío de aire frío


E.3.5.1 Cold Air Bypass.

The simplest type of cold-end temperature control is the cold air bypass in which a portion of the combustion air is bypassed around the air preheater. The reduction of combustion air flow through the air preheater results in less cooling of the flue gas. This allows the flue gas exit temperature to be maintained, o increased – as necessary, while other conditions change.






Fecha: 06/06/2007

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Traducción

E.3.5.1 Desvío de aire frío.

El tipo más simple de enfriamiento de control de temperatura es el desvío de aire frío en el cual una porción del aire de combustión se desvía del precalentador. La reducción de flujo de aire de combustión a través del precalentador resulta en un menor enfriamiento de los gases de combustión. Esto permite que la temperatura de los gases de combustión a la salida se mantengan o se incremente como se necesite, mientras las otras condiciones no cambian


Permite ajustar manualmente la temperatura del aire, desviando parte del aire frió que entra al precalentador de aire, este aire frío se vuelve a mezclar con la salida del precalentador

Lineamiento 2.2.4-2 Mampara para control de aire a cámara de combustión

Referencia

API- 560

11.18 Controles e instrumentación


11.8.3 The fan may be controlled on the basis of inlet pressure, discharge pressure, flow, or some combination of these parameters. This may be accomplished by suction or discharge throttling, or speed variation. The Purchaser will specify the type and source of the control signal, its sensitivity and range, and the equipment scope to be furnished by the vendor.

11.18.4 For constant speed drive, the control signal shall actuate an operator which positions the inlet or outlet damper.

Traducción

11.18.3 El ventilador debe ser controlado sobre la base de la presión a la entrada, la presión a la descarga, flujo, o la combinación de estos parámetros. Esto puede realizarse por estrangulamiento de la succión o la descarga, o variación de la velocidad. El comprador deberá especificar el tipo o la fuente de señal de control, su sensibilidad y rango, y el alcance de equipo a ser proporcionado por el vendedor.

11.18.4 Para ventiladores a velocidad constante, la señal de control debe actuar un actuador el cual posiciona la mampara de entrada o salida.






Fecha: 06/06/2007

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Permite regular el flujo de aire a la cámara de combustión en forma automática o manual.

Lineamiento 2.2.4-3 Mampara para control de succión de gases de combustión del ventilador de tiro inducido

Referencia

API- 560



11.8.3 The fan may be controlled on the basis of inlet pressure, discharge pressure, flow, or some combination of these parameters. This may be accomplished by suction or discharge throttling, or speed variation. The Purchaser will specify the type and source of the control signal, its sensitivity and range, and the equipment scope to be furnished by the vendor.

11.18.4 For constant speed drive, the control signal shall actuate an operator which positions the inlet or outlet damper.

Traducción

11.18.3 El ventilador debe ser controlado sobre la base de la presión a la entrada, la presión a la descarga, flujo, o la combinación de estos parámetros. Esto puede realizarse por estrangulamiento de la succión o la descarga, o variación de la velocidad. El comprador deberá especificar el tipo o la fuente de señal de control, su sensibilidad y rango, y el alcance de equipo a ser proporcionado por el vendedor.

Para ventiladores a velocidad constante, la señal de control debe actuar para que el actuador posicione la mampara de entrada o salida.


Permite regular en forma automática la presión en la cámara de combustión, la mampara es actuada por el controlador de presión de la cámara de combustión y su apertura regula la succión del ventilador de tiro inducido

Lineamiento 2.2.4-4

Mampara para control de tiro en Chimenea.

Referencia

API- 560







Fecha: 06/06/2007

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3.8.5 Firebox pressure control

Should a preheater or induced-draft fan malfunction occur, or should a preheater be taken out of service, the pressure control should be switched, either automatically or manually to the stack damper.

Firebox pressure on heaters with forced draft fans or natural draft burner(s) may be controlled by automating the stack damper. Automatic oxygen trim control also uses the stack damper on natural draft heaters; therefore, care must be exercised to avoid closing the damper to the point where the firebox pressure exceeds safe design limits.

Traducción

3.8.5 Control de presión en la caja.

Debido al mal funcionamiento en el precalentador o en el tiro inducido, o cuando el precalentador sale fuera de servicio, el control de presión debe cambiar, a forma automático o manual hacia el damper.

La presión en la caja del horno con ventiladores de tiro forzado o quemadores cons tiro natural, pueden ser controlados automatizando la mampara de la chimenea. El control de ajuste de oxígeno también usa la mampara de la chimenea en hornos de tiro natural; pero debe tenerse el cuidado de evitar el cierre de la mampara a un punto que la presión exceda el diseño limite de seguridad.


Permite el control del tiro cuando el horno está en la condición de tiro natural, pero cuando esta con tiro balanceado se cierra y se abre cuando en forma espontánea se pasa de tiro balanceado a tiro natural. El control de presión toma el mando de esta mampara cuando la mampara del tiro inducido no es suficiente para mantener la presión en caso de que esta aumente.

Lineamiento 2.2.4-5

Control y medición de la relación combustible / aire.

Referencia

API-556

3.8.1 flujo de combustible / flujo de aire.

Ver esquemas 7 y 11 de precalentamiento


3.8.1 Fuel flow / air flow control






Fecha: 06/06/2007

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The fuel/air flow to a heater must be controlled either manually or automatically to ensure safe operation of the heater and to minimize emissions.

If the correct fuel/air ratio is to be maintained, sufficient excess air must be available at all times to assure complete combustion and safe operating conditions even with fluctuations in fuel composition. At the same time, the amount of excess air should be limited because it carries heat out of the heater and lowers efficiency and may affect burner performance. A continuous measurement of the oxygen content in the flue gas provides the most satisfactory guide for adjusting the flue air ratio, especially when the composition of the fuel may vary. Combustibles measurement may be used as a backup to oxygen content or analysis since such measurement gives an indication of efficient and safe operation of the heater. This will assist in minimizing unwanted emissions.

The correct fuel / air ratio may be manually set by the operator using the oxygen analyzer as a guide or automatically controlled by the oxygen analyzer. If automatic control is used, high / low limiting should be provided. Some users limit the corrective control action to a percentage of the maximum air flow to ensure sufficient air for safe combustion in the even of analyzer failure.

When the heater has a forced draft fan, the control of the fuel flow / air flow ratio can be significantly improved because air flow is more readily measured and controlled.

Traducción

La relación flujo / aire al calentador debe ser controlada ya sea manualmente o automáticamente para asegurar una operación segura del calentador y minimizar emisiones.

Si la relación combustible aire se mantiene, suficiente exceso de aire debe estar disponible en todo momento para asegurar una combustión completa y condiciones seguras de operación aún con fluctuaciones en la composición de combustibles. Al mismo tiempo la cantidad de aire debe limitarse debido a que se lleva el calor y baja la eficiencia y puede bajar el desempeño de los quemadores. Una medición continua del contenido de oxigeno en los gases de combustión suministra una guía satisfactoria para ajustar la relación combustible aire, especialmente cuando varía la composición de los combustibles. La medición de combustibles se puede utilizar como un respaldo al contenido de oxigeno o el análisis así, tales mediciones proporcionan una indicación de la operación eficiente y segura del calentador, esto ayuda en minimizar las emisiones no deseadas.

La relación combustible aire puede ajustarse manualmente por el operador usando el analizador de oxígeno, como una guía o automáticamente controlada con el analizador de oxígeno. Si es usa el control automático, se deben suministrar limitadores de alta y baja. Algunos usuarios limitan la acción correctiva a un porcentaje de la cantidad máxima de aire, para asegurar suficiente aire para una combustión segura en el evento de falla del analizador.






Fecha: 06/06/2007

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Cuando el calentador tiene ventilador de tiro forzado, el control de la relación combustible aire se puede mejorar significativamente debido a que el flujo de aire es medido y controlado.


El control de la relación flujo de combustible / flujo de aire, asegura la combustión completa para tener una operación segura y se disminuye las emisiones no deseadas a la atmósfera.

Lineamiento 2.2.4-6

Cuando se quema gas y combustóleo se debe contar con un control de relación entre ambos combustibles.

Referencia

API-556 3.8.4 Combination firing.

Ver esquema 11 y 11A Un sistema de control típico de combinación de combustibles se muestra en la fig. 8, En este sistema, el flujo de gas combustible se suma al flujo de combustóleo por un relevador sumador. EL operador puede ajustar las cantidades relativas de combustóleo y gas combustible usando un relacionador de combustibles.

Otra estrategia de control es preferenciar el quemado, usando el combustible menos caro a un límite; luego quemar el segundo combustible para ajustar los requerimientos de carga. En instalaciones donde el combustóleo es usado como suplemento, la válvula de combustóleo debe ser manualmente controlada y las variaciones de carga son controladas por el sistema de gas combustible

Lineamiento 2.3.1-7 Indicador de temperatura en el crossover de la sección de convección a la sección de radiación

Referencia

API-556 3.4.4 Temperaturas de carga y transferencia



More complex heaters (for example, crude heaters) should have enough measurements to obtain a temperature profile. Usually a thermocouple with a thermo well is installed in the following: b) Each crossover from the convection section to the radiant section.






Fecha: 06/06/2007

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Traducción

Los calentadores complejos (por ejemplo calentadores de crudo), deberán tener suficientes mediciones para obtener el perfil de temperatura. Por lo que un termopar con su termopozo se instala en: b) Cada crossover de la zona de convección a la zona de radiación.


Obtener el perfil de temperaturas en los pasos de calentador y controlar el calentamiento del fluido de proceso.

INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA DE PROTECCIÓN CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS

CALENTADORES A FUEGO DIRECTO Y HORNOS DE PIROLISIS (EN DONDE SE

INDIQUE SU APLICACIÓN)

Instrumentación mínima para protección que deben tener los calentadores a fuego directo de tiro natural y hornos de pirolisis en los ´puntos donde aplique.

3.1.1 Presión.

Lineamiento 3.1.1-1 Y 3.3.1-1

Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a quemadores

Referencia

API-556, 3.9.3 Baja presión de combustible.

NFPA-86, 7.8.1


3.9.3 Low Fuel Pressure

If fuel pressure falls to a point approaching unstable Burner operation, an alarm should be actuated. On gas-fired installations, a low pressure shutdown sensor is typically installed downstream of the firing- rate control valve to detect low pressure and imminent burner failure. If the fuel pressure downstream of the control valve decreases below that required for a stable flame, and the burners are not equipped with reliable continuous pilots, automatic shutdown should occur.

NFPA-86

7.8.1 A low fuel pressure switch shall be provided and shall be interlocked into the combustion safety circuitry.

Traducción

3.9.3 Baja presión de combustible.






Fecha: 06/06/2007

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Si la presión del combustible baja a un punto que lleve a una operación inestable del quemador, una alarma debe actuar. En instalaciones de gas un sensor para corte de gas es instalado flujo debajo de la válvula controladora de gas para detectar la baja de gas y la inminente falla del quemador. Si la presión de combustible flujo abajo de la válvula de control disminuye debajo de la requerida para una flama estable, y los quemadores no están equipados con pilotos continuos, el disparo automático debe ocurrir.

7.8.1 Suministrar un interruptor de baja presión de combustible y deberá conectarse al interlock del circuito de seguridad de combustión.


Evita que se apague el quemador y haya acumulación de gas combustible.

Lineamiento 3.1.1-2 y 3.3.1-2 Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a pilotos

Referencia

API-556

3.9.5 Baja presión de pilotos.

NFPA-86

7.8.1


3.9.5 Low Pilot Gas Pressure.

……………... A pre-alarm should be actuated whenever the pilot gas pressure fails too low to maintain a stable pilot flame, and the pilot gas safety shutdown valve should be closed on low pilot gas pressure. The pressure sensor should be located downstream of the pilot gas pressure regulator. If low main – fuel pressure is detected in combination with low pilot gas pressure, the main fuel should be tripped.

7.8.1 a low fuel pressure switch shall be provided and shall be interlocked into the combustion safety circuitry.

Traducción

3.9.5 Baja presión de gas a pilotos.

……………….Una pre-alarma debe actuar cuando la presión del piloto baja demasiado para mantener una flama estable en pilotos y la válvula de corte de gas a pilotos debe cerrar en baja presión. El sensor de presión debe estar flujo abajo del regulador de gas a pilotos. Si la baja presión se detecta en combinación con baja presión de gas a pilotos, el gas principal debe cerrar.






Fecha: 06/06/2007

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7.8.1 Un interruptor de baja presión debe suministrarse y debe ser conectado al interlock del circuito de seguridad de combustión


Evita que se apague el piloto y haya acumulación de gas combustible

Lineamiento 3.1.1-3 y 3.3.1-3 Alarma y disparo por alta presión en gas combustible a quemadores.

Referencia

API-556

3.9.4 Alta presión de combustible.

NFPA-86

7.8.2


3.9.4 High Fuel Pressure

Over firing and/or flameout may result from burner fuel pressure that is too high. In systems where overpressure may occur, a pressure sensor downstream of the firing control valve that will detect high pressure and imminent burner failure should be used to alert personnel to the malfunction. If the fuel pressure increases above that permissible for a stable flame, an automatic shutdown should occur.

7.8.2 A high fuel pressure switch shall be provided and interlocked into the combustion safety circuitry. The switch shall be located downstream of the final pressure reducing regulator.

Traducción

3.9.4 Alta Presión de Combustible

Sobre quemado y/o flama alta puede ocurrir, si la presión del combustible es muy alta. En los sistemas donde la sobre presión ocurre, un sensor de presión flujo abajo de la válvula de control detectará la alta presión y la falla de quemador debe establecerse para alertar al personal del mal funcionamiento, Si la presión de combustible se incrementa arriba del valor permisible para una flama estable, el paro automático debe ocurrir.

7.8.2 Un interruptor de alta presión debe suministrarse e interconectarse al interlock en el sistema de seguridad de combustión. El interruptor debe localizarse abajo del último regulador reductor de presión.


Evita que la flama se apague ó se eleve y sea inestable.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 3.1.1-4 Alarma y disparo por baja presión en combustóleo

Referencia

API- 556

3.9.3

NFPA-86


3.9.3 Low Fuel Pressure.

If fuel pressure falls to a point approaching unstable burner operation, an alarm should be actuated.

NFPA-86

7.8.1 A low fuel pressure switch shall be provided and shall be interlocked into the combustion safety circuitry.

Traducción

3.9.3 Baja Presión de Combustible.

Si la presión del combustible baja a un punto que lleve a una operación inestable del quemador, una alarma debe actuar.

7.8.1 Suministrar un interruptor de baja presión de combustible y deberá conectarse al interlock del circuito de seguridad de combustión


Advierte al operador de una baja presión en combustóleo que pudiera causar flama baja y que ocasione que se apague el quemador.

Lineamiento 3.1.1-5 Alarma y disparo por alta presión en combustóleo

Referencia

API-556 3.9.4 Alta presión en combustible.


3.9.4 High Fuel Pressure

Over firing and/or flameout may result from burner fuel pressure that is too high. In systems where overpressure may occur, a pressure sensor downstream of the firing control valve that will detect high pressure and imminent burner failure should be used






Fecha: 06/06/2007

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to alert personnel to the malfunction. If the fuel pressure increases above that permissible for a stable flame, an automatic shutdown should occur.

7.8.2 A high fuel pressure switch shall be provided and interlocked into the combustion safety circuitry. The switch shall be located downstream of the final pressure reducing regulator.

Traducción

Sobre quemado y/o flama alta puede ocurrir, si la presión del combustible es muy alta. En los sistemas donde la sobre presión ocurre, un sensor de presión flujo abajo de la válvula de control detectará la alta presión y la falla de quemador debe establecerse para alertar al personal del mal funcionamiento, Si la presión de combustible se incrementa arriba del valor permisible para una flama estable, el paro automático debe ocurrir.

7.8.2 Un interruptor de alta presión debe suministrarse e interconectarse al interlock en el sistema de seguridad de combustión. El interruptor debe localizarse abajo del último regulador reductor de presión


Advierte al operador de un sobrecalentamiento y flama elevada que ocasionará un mal funcionamiento del quemador.

Lineamiento 3.1.1-6 Alarma y disparo por Baja presión diferencial entre vapor / combustóleo

Referencia

API-556 3.9.17 Baja presión del vapor de atomización


3.9.17 Low Atomizing-Steam Pressure

When firing a liquid fuel, loss of atomizing steam may cause instability and loss of flame followed by rapid formation of combustibles in the firebox. In such cases, loss of steam pressure or low differential pressure between steam and fuel should automatically shut down the liquid fuel to the burners and a pre-shutdown alarm shall be provided.

Traducción

3.9.17 Baja Presión de vapor de atomización.

Cuando se quema combustible líquido, la pérdida del vapor de atomización puede causar inestabilidad y pérdida de flama seguido por una rápida formación de combustibles en la caja del calentador. En tales casos, la pérdida de presión de vapor o baja presión diferencial entre el vapor y el combustible debe automáticamente parar






Fecha: 06/06/2007

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el combustible a los quemadores y una alarma de advertencia de corte debe proporcionarse.


Advierte al operador de una flama inestable, pérdida de flama por lo que para el horno para evitar daños al personal y al equipo.

Lineamiento 3.1.1-7 y 3.3.1-4 Alarma por alta y baja presión de tiro

Referencia

API-556

3.9.11 Bajo/Alto tiro


3.9.11 Low / high Draft

In natural – draft installations where loss of draft, in other words, positive pressure, may occur, a low draft alarm should be provided. Low - draft conditions may cause backfiring through inlet air registers. A high – Draft alarm should be provided if this condition can cause improper combustion.

Traducción

3.9.11 Bajo / Alto Presión de Tiro.

En instalaciones de tiro natural donde la pérdida de tiro, en otras palabras, ocurra presión positiva, debe suministrarse una alarma por baja presión de tiro. Una condición de bajo tiro puede hacer que la llama retorne a través de los registros de entrada de aire. Una alarma por alta presión de tiro debe suministrarse si esta condición causa una combustión no adecuada.


En caso de bajo tiro, se evita que haya presión positiva en la caja del horno que ocasione que la flama retorne a través de los registros de entrada de aire, en caso de tiro alto puede significar que hay un alto flujo de aire y gases de combustión que puede dar como resultado una operación poco eficiente.

Lineamiento 3.1.1-8 y 3.1.3-5 Alarma y disparo por alta presión en la caja del horno.

Referencia

API-556






Fecha: 06/06/2007

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3.9.12 Alta presión en la caja del horno


3.9.12 High Firebox Pressure.

A pressure alarm and trip should be considered to guard against high firebox pressure.

Traducción Se debe considerar alarma y disparo para evitar alta presiones en la caja del horno


Puede haber acumulación de gases debido a fugas en los tubos de calentamiento, por lo que es conveniente disparar por alta presión en gases de combustión.

Lineamiento 3.1.1-9 y 3.3.1-6 Alarma por baja presión en caja del horno

Referencia

API-556, 3.9.13 Baja presión en la caja del horno


3.9.13 Low Firebox Pressure

When the possibility exists to damage the firebox as a result of low firebox pressure (vacuum), suitable alarms should be provided.

Traducción

Cuando existe la posibilidad de dañar la caja del horno como resultado de una presión vacío, se implementaran alarmas.


Puede distorsionarse la flama y calentar las paredes directamente, por lo que es conveniente que el operador sea advertido de esta situación

3.1.2 Temperatura

Lineamiento 3.1.2-1 Alarma por baja temperatura en el combustóleo.

Referencia

API-556

3.9.6 Baja temperatura en combustóleo.






Fecha: 06/06/2007

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3.9.6 Low Fuel Oil Temperatura.

An alarm should be activated whenever the temperature of the fuel oil drops below a safe level for proper atomization or whenever the temperature of the fuel oil reaches its congealing point.

Traducción

Una alarma de baja temperatura debe proporcionarse cuando la temperatura del combustóleo cae a un punto debajo de un nivel seguro para una atomización apropiada o cuando la temperatura del combustóleo alcanza su punto de congelamiento


Permite al operador evitar una disminución de flama debido a una atomización no adecuada por el aumento de la viscosidad del combustóleo

Lineamiento 3.1.2-2 y 3.3.2-1 Alarma por alta temperatura en el fluido calentado

Referencia

API-556

3.9.9 Alta temperatura en el fluido calentado


3.9.9 High Heated – Fluid Temperature

In heaters where the high temperature of the heated fluid may cause or indicate trouble, an alarm shall be provided. Locating the measurement point near the point of maximum temperature is essential. (sec. 3.4.4.)

Traducción

3.9.9 Alta temperatura en el fluido calentado.

En los calentadores en donde la alta temperatura del fluido que se calienta puede causar o indicar un problema, se debe proporcionar una alarma. Localizar el punto de medición cerca del punto de máxima temperatura es esencial (ver 3.4.4)


Esta condición advierte al operador de que hay un incremento en el quemado de los combustibles ó poco flujo por los tubos






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 3.1.2-3 y 3.3.2-2 Alarma por alta temperatura en superficie de tubos.

Referencia

API- 556

3.9.10 Alta temperatura en Superficie de Tubo


3.9.10 High Tube-Skin Temperature

An alarm for high tube skin temperature may be actuated by a thermocouple installed in accordance with 3.4.5 to prevent damage to tubes by overheating.

Traducción

3.9.10 Alta Temperatura en Superficie de Tubo

Una alarma por alta temperatura en superficie de tubo será actuada por un termopar instalado de acuerdo a sección 3.4.5, para prevenir el sobrecalentamiento de tubos


El operador puede saber que la pared del tubo se está sobrecalentando y evitar posibles fracturas.

Lineamiento 3.1.2-4 y 3.3.2-3

Alarma para baja/alta temperatura en chimenea

Referencia

API- 556

3.9.7 Baja / Alta temperatura en chimenea


3.9.7 Low/High Snack Temperatura.

An alarm is recommended to warn against high stack temperature. This helps detect leaking heater tubes and loss of air preheater drive as well as improper operating conditions.

A low stack temperature alarm may be considered to indicate condensation of acid.

Traducción

3.9.7 Baja/Alta Temperatura en Chimenea

Se recomienda una alarma para advertir en contra de una alta temperatura en chimenea. Esto ayuda a detectar fuga en los tubos del calentador y pérdida de aire al precalentador así como condiciones no apropiadas de operación.






Fecha: 06/06/2007

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Una alarma de baja temperatura en chimenea se considerará para indicar condensación de ácido


Si hay alta temperatura se puede inferir alguna fuga en los tubos. Baja temperatura se infiere que la combustión no es eficiente y posible formación de gases corrosivos.

3.1.3 Flujo

Lineamiento 3.1.3-1 y 3.3.3-1 Alarma y disparo por bajo flujo en la carga

Referencia

API-556

3.9.15 Bajo flujo de carga


3.9.15 Low Charge Flow

A low charge flow may cause overheating in the heater tubes. This will hasten coking and tube failure. A low-flow alarm and shutdown are recommended on the total feed to the heater

Traducción

Bajo flujo en la carga causa sobrecalentamiento en los tubos del calentador. Esto ocasionará un aceleramiento del coquizado y falla en los tubos. Una alarma de baja y un corte se recomiendan en la alimentación de carga


Advierte y previene al operador de un bajo flujo por tubos, que puede ocasionar un sobrecalentamiento que los dañaría.

3.1.4 Generales



Referencia 1

API-556

3.9 Alarmas de Protección y dispositivos de paro.






Fecha: 06/06/2007

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The device that actuates the shutdown should be separate from both the combustion control system and the device that actuates the preliminary alarm. Separate process taps are recommended. As part of the readout of shutdown system status, alarms must be provided. A first – out alarm system is recommended.

Traducción

Los dispositivos que actúan el disparo deben estar separados del sistema de control y de los dispositivos que actúan las alarmas preliminares. Se recomiendan conexiones separadas de proceso. Como parte de la supervisión del estatus del sistema de disparo deben proporcionarse alarmas. Se recomienda sistema detección primera alarma.

Referencia 2

ISA-S 84.01 Application of Safety Instrumented Systems for Process Industries

7.3 SIS Logic Solver

API-554

3.5 Protective Systems


ISA-S 84.01 Application of Safety Instrumented Systems for de Process Industries

7.3.4 The logic solver shall be separated (see B-1 for guidance) from the Basic Process Control (BPCS)

API-554

3.5 Protective Systems.

The shutdown and control functions should be in separate and independent hardware which may share common operator display with the DCS.

Traducción

7.3.4 El PLC debe estar separado (ver guía B-1) del control básico del proceso (BPCS).

El disparo y las funciones de control deben estar en hardware separado e independiente, los cuales pueden compartir la consola de operación en el Sistema de Control Distribuido.


Facilitan el mantenimiento de los dispositivos de protección, se mantiene la integridad del sistema de protección






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 3.1.4-2 y 3.3.4-2 Las válvulas solenoides deben ser del tipo restablecimiento manual

Referencia

API-556

3.9 Alarmas de Protección y dispositivos de paro.


3.9 PROTECTIVE INSTRUMENTATION ALARMS AND SHUTDOWN DEVICES.

……………………. All shutdown valves must remain in the shutdown position until electrically or manually reset.

Traducción

3.9 ALARMAS DE PROTECCIÓN Y DISPOSITIVOS DE PARO.

Todas las válvulas de paro deben permanecer en su posición de disparo hasta que sean restablecidas eléctricamente o manualmente


Se asegura que no haya un restablecimiento automático que pueda dañar al personal y al equipo.

Lineamiento 3.1.4-3 y 3.3.4-4 El sistema de protección deberá contar con un botón remoto que permita parar el horno en forma segura

Referencia

API-556, 3.9.2 Disparo manual.

NFPA-86, 4.6.3.2.4. Design


3.9.2 Manual trip.

A manual trip should be provided to trip the final shutdown devices ( fuel and pilots). This mechanical and/or manual trip should remain operable regardless of any failure in the control system. A local hardwired manual trip is also recommended.

The local manual trip should be located at a sufficient the heater to allow access for the emergency operator.

distance from

4.6.3.2.4 Design. The design of the logic system for Burner management shall include and accommodate the following requirements:






Fecha: 06/06/2007

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(8) The operator shall be provided with a dedicated manual switch (es) that shall actuate the master fuel trip relay independently and directly.

(9) At least one manual switch referenced in 4.6.3.2.4 (8) shall be identified and located remotely where it can be reached in case of emergency.

Traducción

3.9.2 Se debe suministrar un disparo manual para actuar los dispositivos finales de disparo (quemadores y pilotos). Este disparo mecánico y / o disparo manual debe permanecer operable aun con falla en el sistema de control. Se recomienda un disparo con alambrado duro.

El disparo manual debe localizarse a suficiente distancia del calentador para permitir su acceso al operador de emergencias.

4.6.3.2.4. El diseño del sistema lógico de los quemadores debe incluir y acomodar los siguientes requerimientos:

(8) El operador debe contar con un botón manual exclusivo para actuará el relevador del disparo maestro en forma directa e independiente.

(9) Al menos un botón manual referenciado en 4.6.3.2.4. (8) debe identificarse y localizarse remotamente donde pueda ser actuado en caso de emergencia.


Permite al operador en caso de emergencia parar el horno en forma remota y evitar daños al personal y al equipo

Lineamiento 3.1.4-4 y 3.3.4-5 Las válvulas solenoides para actuar las válvulas de corte de combustibles deberás ser redundantes para mejorar la seguridad integral del sistema.

Referencia

ISA – 84.01 B.2 Redundancia – idéntica o diversa


B.2 Redundancy – identical or diverse.

B.2.1 Redundancy can by applied to provide enhanced safety integrity or improved fault tolerance. The designer should determine the redundancy requirements that achieve the SIL and reliability requirements for all components of the SIS including sensors, logic solver, and final control elements.

Traducción

B.2 Redundancia – Idéntica o diversa.






Fecha: 06/06/2007

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B.2.1 La redundancia puede aplicar para mejorar la seguridad integral o mejorar la tolerancia a falla. El diseñador debe determinar los requerimientos de redundancia para alcanzar el SIL y los requerimientos seguros para todos los componentes del SIS, incluyendo sensores, PLC, y elementos finales de control.

Arreglo propuesto de redundancia.

Beneficio.

Se mejora el nivel de seguridad integral, mejorando el nivel de tolerancia a falla, permitiendo la prueba durante la operación del equipo


Los sistemas de corte de gas a quemadores y pilotos deben contar con:

doble válvula de bloqueo en líneas de gas combustible.

Válvula de venteo conectada al desfogue.

La operación será:

• Cuando la solenoide es desenergizada, la válvula está en posición cerrada y la palanca de restablecimiento manual no tiene ninguna función.


• El restablecimiento manual abre la válvula. La válvula permanece abierta entonces hasta que a la solenoide se energice.

Referencia 1

1) NFPA-85 BOILER AND COMBUSTION SYSTEMS HAZARDS CODE, Pág. 58 apartado 6.7.3.1.9 y Fig. C.1.5.1 (a)(b) Págs. 151 y 187

Venteo

Suministro

de aire






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1) Emergency Shutdown. When an emergency shutdown occurs, the main safety shutoff valve and igniter safety shutoff valves should close, and the atmospheric vent valves should open.

(A) Manual systems shall not be installed for new installations or major alterations.

(B) Different arrangements shall be permitted if they provide protection and meet the intent of this code. (See Figure A.5.3.1.9, Figure A.5.3.2.3, and Figure A.5.3.4.1 for typical arrangements.)

A.5.3.1.9 See Figure A.5.3.1.9 for typical main oil burner system arrangement

Traducción.

1) Corte por Emergencia. Cuando ocurre un corte por emergencia, las válvulas de corte principal y corte a pilotos, deben cerrarse y las válvulas de venteo atmosférico deben abrir (o desfogar a un lugar seguro). (A) Los sistemas manuales no deberán instalarse en instalaciones nuevas ó modificaciones importantes.

(B) Diversos arreglos serán permitidos si proporcionan la protección y satisface el objetivo de este código. (Ver NFPA-85, arreglos típicos en figuras A.5.3.1.9, A.5.3.2.3, y A.5.3.4.1.) El sistema mostrado en la figura A.5.3.1.9 es típico para quemadores de aceite (combustóleo).

Referencia 2

2) Driedger Walter “Controlling Fired Heaters” Hydrocarbon processing / April 1997

3) “Better process heater control” Hydrocarbon processing / July 1987, pag. 35 y36

Texto original de la referencia 2.

2) BV-15-The pilot vent valve makes certain that there is never any gas pressure on the second shutoff valve despite any leakage, the vent line has a smaller bore than the supply line. It must be fail-open.

2) Fig.1 Inline instruments typically installed on a burner fuel gas train.

3) Fig.1 Basic heater instruments.

Fig. 2 Shutdown logic.

2) The first fuel gas safety shutoff valve is one of the “safety shutoff valves”. It must be especially certified for fired heater use. The first of the three valves in the main gas train has a manual reset and a solenoid that function as follows:

When the solenoid is de-energized, the valve is shut and the manual reset has no function.

When the solenoid is energized, the valves remains shut until the manual reset is lifted.






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Lifting the manual reset opens the valve. The valve then remains open as long as the solenoid is energized.

A valve with this function is sometimes termed a “free handle” valve.

Traducción.

2) BV-15- La válvula de venteo asegura que nunca haya presión de gas en la segunda Válvula de corte a pesar de que en la primera se tenga fuga. La línea de venteo es más pequeño que la de suministro y debe Abrir a falla.

2) Fig.1 Instalación típica de instrumentación en líneas de gas combustible a quemadores

3) Fig.1 Instrumentación básica de un calentador.

Fig. 2 lógicos de corte.

La primera válvula de corte seguridad es muy especial garantiza el funcionamiento de calentadores a fuego directo. La primera de las tres válvulas en la línea principal de gas combustible tiene un restablecimiento manual y una solenoide que funciona como sigue:

• Cuando la solenoide es desenergizada, la válvula está en posición cerrada y la palanca de restablecimiento manual no tiene ninguna función.


• El restablecimiento manual abre la válvula. La válvula permanece abierta entonces hasta que a la solenoide se energize.

También esta válvula en su tablero de funciones puede programarse.


(Ver NFPA-85, arreglos típicos en figuras A.5.3.1.9, A.5.3.2.3, y A.5.3.4.1.)

Ver fig. 1, pag. 104 Controlling Fired Heaters Hydrocarbon processing / April 1997

“Better process heater control” Hydrocarbon processing / July 1987, page. 35 y 36 ver fig.1

Lineamiento 3.1.4-6 Las válvulas de corte deben contar con los accesorios y dispositivos necesarios que permitan realizar pruebas de funcionamiento en línea

Referencia

ISA-S84.01

7.9 Mantenimiento ó Requerimientos de diseño de prueba






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7.9 Maintenance or testing design requirements.

7.9.1 The design shall allow for testing of the overall system. It shall be possible to test final element actuation in response to sensor operation. Where the interval between scheduled process downtime is greater than the functional test interval, then on line testing facilities are required.

Traducción

7.9 Mantenimiento ó Requerimientos de diseño de prueba.

7.9.1 El diseño deberá permitir la prueba de la totalidad del sistema. Será posible probar el elemento final de actuación en respuesta a la operación del sensor. Donde los intervalos entre paros programados de proceso son mayores que el intervalo de prueba funcional, las adecuaciones para prueba en línea son requeridas.


Se mejora la confiabilidad del sistema si se cuenta con estos accesorios y dispositivos de prueba en los accionadores finales del sistema de protección

Lineamiento 3.1.4-7

Alarma y paro del calentador por falla de flama bajo las siguientes condiciones:

Cuando se tiene un solo quemador

Cuando el hogar del horno está presurizado

Referencia

API-556

3.9.8 Pérdida de Flama

NFPA- 86

7.9.1 Salvaguardas para la combustión


API-556

3.9.8 Loss of Flame

3.9.8 The firing system should be designed to minimize the possibility of flame failure. This is best done by providing a reliable fuel system, reliable pilots, and reliable burner pressure control. Were a reliable source of pilot fuel gas is unavailable or were other circumstances indicate possible loss of flame, flame monitoring may be provided.

Where separate fuel supplies are used for pilots, flame monitors are often unnecessary.






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Table 1- Typical alarms and shutdown Initiators- Fired Heaters (see note 2, 3)

Note 2. May not apply to natural draft heaters.

Note 3 Sec. 3.9.8.

NFPA-86

7.9. 1 Combustion Safeguards (Flame supervision).

7.9.1 Each burner flame shall be supervised by a combustion safeguard that has a maximum flame failure response time of 4 seconds or less, that performs a safe start check, and that is interlocked in to the combustion safety circuitry.

Exception No. 1: The flame supervision shall be permitted to be switched out of the combustion safety circuitry for a furnace zone, when that zone temperature is not less

than 1400 F (760 C), When the zone temperature drops to less than 1400 F (760 C), the burner shall be interlocked to allow is operation only if flame supervision has been reestablished.

Exception No. 2: Combustion safeguards on radiant tube-type heating systems shall not be required were a suitable means of ignition is provided and the systems are arranged and designed such that either of the conditions of (1) or (2) is satisfied.

(1) The tubes are of metal construction and open and one or both ends with heat recovery systems if used, and they are of explosion resistant construction.

(2) The entire radiant tube heating system, including any associated heat recovery system, is of explosion resistant construction.

(3) Burners without flame supervision shall be permitted, provided these burner are interlocked to prevent their operation when the zone temperature is less than

1400 F (760 C), A 1400 F (760 C) by pass controller shall be used for this purpose.

Traducción.

API-556

3.9.8. Pérdida de Flama.

3.9.8 Los sistemas deben diseñarse para minimizar la falla de flama. Esto se hace proporcionando un suministro adecuado de combustible a quemadores y pilotos, así como una presión adecuada. Donde un suministro de gas a pilotos es no adecuado o donde otras circunstancias indican posible pérdida de flama, el monitoreo de flama debe proporcionarse.

Cuando se usa distinto suministro de combustible para alimentar pilotos, los monitores de flama no son necesarios.

Tabla 1. Alarmas típicas e iniciadores de paro, (ver nota 2 y 3)

Nota 2 Puede no aplicar a calentadores de tiro natural.

Nota 3 Sec. 3.9.8.






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NFPA-86

7.9.1 Salvaguardas para la combustión (supervisión de Flama)

7.9.1 Cada flama del quemador debe ser supervisada por una salvaguarda de la combustión (DETECTOR DE FLAMA), con un tiempo máximo de respuesta de 4 seg, o menos, eso permite un arranque seguro durante el reencendido y estará interconectado dentro de la circuitería de seguridad en la combustión.

Excepción No.1 La supervisión de flama se permite no incluirla en el circuito de seguridad para una zona en el calentador, cuando la temperatura de esa zona es no

menor que 1400 F (760 C), A 1400 F (760 C), cuando en la zona, la temperatura

cae a menos de1400 F (760 C), A 1400 F (760 C), el quemador debe ser conectado para permitir su operación solo si la supervisión de flama ha sido re-establecida Excepción No. 2 Los salvaguardas de combustión sobre los sistemas de radiación en tubos no se requieren donde existen los medios adecuados de encendido y los sistemas son arreglados y diseñados tal que cualquiera de las condiciones 1 o 2 son satisfechas.

(1) Los tubos son de construcción metálica y abierta de un lado con los sistemas de recuperación de calor, y son de construcción resistente a la explosión.

(2) Si todo el sistema de tubos de radiación, incluyendo cualquier sistema de recuperación de calor, es de construcción resistente a la explosión. Excepción No. 3 Los quemadores sin supervisión de flama serán permitidos, si se prueba que estos quemadores están conectados para prevenir su operación cuando

la temperatura de la zona es menor que 1400 F (760 C), A 1400 F (760 C). Un

controlador de desvío a 1400 F (760 C), A 1400 F (760 C), debe ser utilizado para este propósito.

Comentarios o Beneficio.

Permite advertir al operador del peligro, cuando hay pérdida de flama

INTRUMENTACIÓN MÍNIMA PARA PROTECCIÓN QUE DEBE TENER EL SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE DE LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO

3.2.1 Presión

Lineamiento 3.2.1-1

Alarma y disparo por alta presión en la caja del horno

Referencia

API-556

3.9.12 Alta presión en caja de combustión






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3.9.12 High Firebox Pressure

A pressure alarm and trip should be considered to guard against high firebox pressure.

Traducción

3.9.12 Alta presión en la caja del horno.

Un disparo y alarma por alta presión se necesitan para proteger por altas presiones en la caja del horno


Puede haber acumulación de gases debido a falla del tiro inducido, fallas en mampara de tiro inducido o por fugas en los tubos de calentamiento, por lo que es conveniente disparar por alta presión en gases de combustión

Lineamiento 3.2.1-2

Alarma por baja presión en la caja del horno

Referencia

API-556

3.9.13 Baja presión en la caja del horno


3.9.13 Low Firebox Pressure

When the possibility exists to damage the firebox as a result of low firebox pressure (vacuum), suitable alarms should be provided

Traducción

3.9.13 Baja presión en la caja del horno

Cuando hay la posibilidad de dañar la caja del horno como resultado de baja presión (vacío), se deben poner alarmas


Puede distorsionarse la flama y calentar las paredes directamente, por lo que es conveniente que el operador sea advertido de esta situación

Lineamiento 3.2.1-3

Alarma y disparo por baja presión de aire para combustión. (El disparo será cuando el calentador no esté equipado para operación alterna por tiro natural






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Referencia

API-556

Pérdida de aire de combustión


3.9.20 Loss of Combustion Air.

Loss of combustion air because fan failure will require shutdown unless the heater is equipped for alternate operation on natural draft.

Traducción

3.9.20 Pérdida de aire de combustión.

Perdida de aire de combustión debido a falla del ventilador, requiere disparo del calentador, al menos que el calentador esté equipado para operación alterna en tiro natural.


Advierte al operador que existe baja presión en el ducto de tiro forzado que puede ser por falla del ventilador, puede existir una falta de aire que conduzca a una explosión.

Lineamiento 3.2.1-4

Alarma por alta presión en gases de combustión en caja del horno.

Referencia

3.5.1 Tiro


3.5.1 Draft


Traducción

3.5.1 Tiro

El tiro es una medición importante en el horno, esta medición es usada como una guía para una operación adecuada del horno. Las mediciones de presión deben realizarse a la salida del ventilador de tiro forzado, a través del precalentador de aire, en el ducto del precalentador antes de los quemadores, en la cámara de combustión






Fecha: 06/06/2007

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(cerca de los quemadores y en la parte alta de la zona de radiación), y a través de las mamparas.


Puede haber acumulación de gases debido a falla del tiro inducido, fallas en mampara de ducto del tiro inducido o por fugas en los tubos de calentamiento, por lo que es conveniente disparar por alta presión en gases de combustión

3.2.2. Temperatura

Lineamiento 3.2.2-1

Alarma por baja temperatura en salida de aire del serpentín de calentamiento.

Referencia

API- 556

3.4.7 Temperaturas combustión aire en precalentador.

3.9 INSTRUMENTACIÓN DE PROTECCIÓN, ALARMAS Y DISPOSITIVOS DE PARO.



3.9 PROTECTIVE INSTRUMENTATION ALARMS AND SHUTDOWN DEVICES.

Alarms that are actuated when certain operating conditions approach extreme or unsafe conditions should be installed so that timely corrective action is taken.

Traducción








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Alarmas que son actuadas cuando ciertas condiciones de operación se aproximan a una condición extrema o condición insegura deben instalarse tal que a tiempo pueda tomarse una acción correctiva


Advierte al operador de baja temperatura en el aire de combustión, para evitar que se formen compuestos corrosivos

Lineamiento 3.2.2-2 Alarma y disparo por alta temperatura de gases de combustión en la succión ventilador tiro inducido

Referencia

API-556 3.9.7 Alta y baja temperatura en la chimenea


Es recomendable el disparo como practica de ingeniería para proteger el ventilador de tiro inducido y posible fuga de hidrocarburos en los tubos.

3.9.7 Low/high Stack Temperature.

An alarm is recommended to warn against high stack temperature. This helps detect leaking heater tubes and loss of air preheated drive as well as improper operating conditions.

Traducción

3.9.7 Alta y baja temperatura en Chimenea.

Se recomienda una alarma para advertir de alta temperaturas en la chimenea. Esto ayuda a detectar fugas en los tubos y pérdida del motor del precalentador así como condiciones de operación no apropiadas.


Protege al equipo de las altas temperaturas debidas a posibles fugas en tubos o mal funcionamiento de los quemadores.

Lineamiento 3.2.2-3

Alarma por alta temperatura de gases de combustión a la entrada del precalentador






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Referencia

API-556





Traducción




Protege al equipo de las altas temperaturas debidas a posibles fugas en tubos o mal funcionamiento de los quemadores

Lineamiento 3.2.2-4 Alarmas por alta y baja temperatura en gases de combustión en la salida del precalentador de aire.

Referencia


3.4.7 Combustion-Air Preheater Temperatura.


Traducción


Cuando se usa un precalentador de aire por gases de combustión, las mediciones de temperatura en la entrada y salida del lado aire y del lado gases de combustión es requerido para evaluar el desempeño del precalentador y como una guía en mantener






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los gases de combustión y la temperatura del aire arriba de la temperatura de rocío para prevenir un enfriamiento que genere corrosión.


Cuando es temperatura alta, previene al operador de posibles fugas en los tubos, malfuncionamiento de los quemadores.

Si es temperatura baja previene al operador para evitar temperaturas de rocío que puedan afectar a los materiales del sistema de precalentamiento

3.2.3 Flujo

Lineamiento 3.2.3-1 Alarma por bajo flujo de aire de combustión

Referencia

API-556

3.9.20 Pérdida de aire de combustión

API-560

E.5.2 OPERATIONS


API-556

3.9.20 Loss of Combustion Air

Loss of combustion air because of fan failure will require shutdown unless the heater is equipped for alternate operation on natural draft.

API-560

E.5.2 OPERATIONS

The flow element for measuring combustion air flow should be located so that only the combustion air to the burners is measured.

Traducción

API-556

3.9.20 Pérdida de aire de combustión

La pérdida del aire de combustión debido a falla del ventilador requiere el paro al menos que el calentador esté equipado para una operación alternativa en tiro natural.

E.5.2 Operaciones.

El elemento de flujo para medir el aire de combustión debe localizarse de tal forma que solo el aire de combustión al quemador sea medido.






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Advierte al operador de fallas en el tiro forzado o posible acumulación de gases.

3.2.4 Otras Protecciones

Lineamiento 3.2.4-1 Alarma por pérdida de aire de instrumentos y corriente eléctrica.

Referencia

API-556

3.9.16 Pérdida de fuerza motriz


3.9.16 Loss of Motive Power.

An alarm shall be provided to alert the operator of loss of motive power systems( for example, instrument air, electric porwer) where energize – to trip circuits are used.

Traducción

3.9.16 Pérdida de fuerza motriz.

Se debe suministrar una alarma para alertar al operador de la pérdida de los sistemas de potencia motriz (por ejemplo, aire de instrumentos, potencia eléctrica) donde se usa energizar para disparar los circuitos


Confirma al operador que ha habido una falla de suministro eléctrico o neumático

Lineamiento 3.2.4-2

Alarma de apertura de mampara de chimenea del horno.

Referencia

Es conveniente que abra para relevar la presión en caso de un problema en el horno.

API-556

Tabla 2 – Acciones típicas sobre ventiladores o falla del precalentamiento.


Table 2 – Typical Action on Fan or Preheater Failure.

Failure Type: Loss of induced – draft fan only

Typical action: open stack damper.






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Failure Type: Loss of forced – draft fan only

Typical action: open stack damper.

Traducción

Tabla 2 Acciones típicas de ventilador o falla de precalentador.

Tipo de falla: Falla de tiro inducido solamente.

Acción típica: Abrir mampara de chimenea.

Tipo de falla: Falla de tiro forzado solamente.

Acción típica: Abrir mampara de chimenea


Confirma al operador que la mampara de la chimenea se abrió totalmente debido a una falla en el horno.

Lineamiento 3.2.4-3

Alarma por falla o paro del ventilador (Protecciones propias del motor ventilador) de tiro inducido

Referencia

API-556

Tabla 2 – Acciones típicas de ventilador o falla de precalentador


API-556

Table 2 – Typical Action on Fan or Preheater Failure

Failure Type: Loss of induced – draft fan only

Typical action: Shutdown, Bypass induced – draft fan and preheater reduce firing.

Traducción

Tabla 2 Acciones típicas de ventilador o falla de precalentador.

Tipo de falla: Falla de tiro inducido solamente.

Acción típica: Disparo, desviar el precalentador y reducir el calentamiento


Confirma al operador que el ventilador de tiro inducido no funciona.






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Lineamiento 3.2.4-4

Alarma por falla o paro del ventilador (Protecciones propias del motor ventilador) de tiro forzado

Referencia

API-556 3.9.19 Falla del ventilador de tiro forzado


3.9.19 Loss of Forced – Draft Fan.

Loss of a forced – draft fan or malfunction of dampers should be alarmed. This can be done by measuring the differential pressure across the affected equipment. Loss of a forced – draft fan may alternatively be detected by low fan speed.

Traducción

3.9.19 Pérdida del ventilador de tiro forzado.

La pérdida del ventilador de tiro forzado o un mal funcionamiento de las mamparas debe ser alarmada. Esto puede hacerse midiendo la diferencial de presión a través del equipo afectado. La falla de un ventilador de tiro forzado puede ser alternativamente detectada por la baja velocidad del ventilador.


Confirma al operador que el ventilador de tiro forzado no funciona

Lineamiento 3.2.4-5 Alarma por apertura de mampara de entrada de aire a caja de viento

Referencia

API-556 3.9.20 Pérdida de aire de combustión


3.9.20 Loss of Combustión Air.

Loss of combustion air because of fan failure will require shutdown unless the heater is equipped for alternate operation on natural draft. If natural – draft operation is permissible, the transfer may be made automatically by opening the doors in the windbox to admit fresh air to the burners.

Traducción.

3.9.20 Pérdida de aire de combustión.

La pérdida de aire debido a falla en el ventilador requiere paro, al menos que el calentador esté equipado con operación alternativa de tiro natural. Si el tiro natural es






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permitido, la transferencia debe ser hecha automáticamente abriendo las compuertas en la caja de viento para admitir aire fresco a los quemadores


Confirma al operador que se paso de tiro balanceado a tiro natural y que está entrando aire al plenum

6.-LINEAMIENTOS PARA ACTIVIDADES DE INSPECCIÓN QUE SE DEBEN EFECTUAR A LOS CALENTADORES EN OPERACIÓN Y FUERA DE OPERACIÓN

6.1.-Lineamientos para inspección de calentadores en operación

Hogar y cuerpo.

Lineamiento 6.1-1 Inspección visual del hogar de los calentadores para detectar:


Los componentes estructurales internos, tales como los soportes de tubos, que son visibles para la inspección por las mirillas, deben ser examinados para verificar que no estén dañados o con sobrecalentamiento.

Los tubos deben ser inspeccionados por protuberancias, pandeo, desalineamiento, abombamiento, decoloración localizada o fuga.

Desprendimiento, sobrecalentamiento, fracturas, despostillado erosión y decoloración localizada del concreto refractario.

Referencia

API RP 573, numeral 11.2.


Typical on-stream inspection programs incorporate visual examination of the firebox, external visual examination of casing and components, infrared examination of tubes and heater casing, and monitoring of tubeskin thermocouples.

Traducción Los programas de inspección en operación típicos incluyen una inspección visual del hogar, una inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes, inspección termográfica (infrarroja) de los tubos y envolvente estructural, y un monitoreo de los termómetros de contacto en los tubos (termoskines).






Fecha: 06/06/2007

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La inspección visual del interior del hogar de los calentadores es una actividad rutinaria del personal de inspección y operación, siendo una técnica fundamental que ayuda a identificar los efectos de deterioro y defectos actuales, y permite ubicar una inspección posterior más detallada durante un paro programado.

Envolvente.

Lineamiento 6.1-2


Puntos calientes.







Referencia




Traducción

Los programas de inspección en operación típicos incluyen una inspección visual del hogar, una inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes, inspección termográfica (infrarroja) de los tubos y envolvente estructural, y monitoreo de los termómetros de contacto en los tubos (termoskines).


La detección de puntos calientes es un indicador de fallas en el recubrimiento refractario del calentador.






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La detección de defectos o deterioro del cualquier sistema de soportes externo del serpentín de tubos y dispositivos pre-cargados y de compensación, se refleja en deformaciones del serpentín interno del calentador que llega a limitar la operación del calentador.

Lineamiento 6.1-3

Inspección con equipo de termográfia del interior del calentador para detectar si existe sobrecalentamiento de los tubos, soportes o refractario.

Referencia




Traducción

Los programas de inspección en operación típicos incluyen una inspección visual del hogar, una inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes, inspección termográfica (infrarroja) de los tubos y envolvente estructural, y un monitoreo de los termómetros de contacto en los tubos (termoskines).


La inspección termográfica (infrarroja) de los tubos mide la temperatura de pared de los tubos en los puntos que no están dentro del alcance de los termómetros de contacto. Su alcance está en función de la cantidad y localización de las mirillas, grado de oxidación y presencia de escamas o ensuciamiento en la superficie de los tubos, patrones de flama, inclinación de la lectura, productos de combustión, entre otros.

La exactitud de las mediciones depende también de la habilidad del operador del termógrafo y su calibración. Se recomienda que el operador este certificado en el uso de esta tecnología.

Lineamiento 6.1-4

Inspección con equipo de termografia del exterior del calentador para detectar si existe sobrecalentamiento encubierta externa y chimenea, debido a falla en aislamiento y refractario.

Referencia







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Traducción

Los programas de inspección en operación típicos incluyen una inspección visual del hogar, una inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes, inspección termográfica (infrarroja) de los tubos y envolvente estructural, y un monitoreo de los termómetros de contacto en los tubos (termoskines).


La inspección termográfica (infrarroja) externa de la envolvente identifica las áreas donde el recubrimiento refractario esta deteriorado.

La exactitud de las mediciones depende también de la habilidad del operador del termógrafo y su calibración. Se recomienda que el operador este certificado en el uso de esta tecnología.

Lineamiento 6.1-7

Inspección visual de quemadores verificando:

Correcta orientación.

Color, forma y tamaño de las flamas los cuales deben ser acorde con el combustible que se esté quemando.

Incidencia de flama en los tubos, soportes y refractario.

Que los gases de combustión a la salida de la chimenea deben de estar libres de humo negro. Para gas combustible los gases son transparentes y para combustóleo el gas de combustión es brumoso de color gris.

El calentador debe operar con el mayor número de quemadores encendidos para una liberación uniforme de calor. En caso de requerir del apagado de algunos quemadores, por operación a baja carga ó mal estado físico de quemadores, estos deben de apagarse en forma alternada procurando que la liberación de calor sea lo más uniforme posible.

Correcta operación de las compuertas de entrada de aire.

Estado de las válvulas de bloqueo de los quemadores.

Comentarios 1.

El color de las flamas es la primera indicación de una buena ó pobre combustión.

Para gas combustible: la flama es azul, con crestas de color amarillo.

Para combustóleo: la flama es amarilla limpio

No debe observarse humo al interior de la sección de radiación del calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Referencia 2

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.1 incisos p) y t)


p) La liberación de calor por quemador y el arreglo de quemadores, debe ser tal que, la flama no alcance directamente los tubos cuando opere a un 125% de la liberación de calor de diseño.

t) El quemador se selecciona tomando en cuenta que la flama de este no toque o pegue en alguna parte de la zona de combustión, aun cuando las condiciones de liberación estén por arriba del 25% de las condiciones de diseño

Comentarios 2.

La forma y tamaño de la flama de los quemadores debe ser acorde con las dimensiones de la sección de radiación del calentador. La incidencia de flama en tubos, soportes y refractario provoca erosión y sobrecalentamiento provocando el deterioro acelerado de los materiales y por consiguiente la falla de estos.

Comentarios 3.

La presencia de humo en los gases de combustión a la salida de la chimenea es indicación de una combustión pobre o combustión incompleta, con sus consecuencias: Ensuciamiento de las superficies de transferencia de calor, sobrecalentamientos y mayor consumo de combustible

Lineamiento 6.1-8 La flama del piloto debe ser estable, regularse manualmente y el piloto debe permanecer encendido durante la operación del calentador.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.3 incisos a), b) y h)

API STD 560 Sección 10.1.7 c.


a) La flama del piloto debe tener suficiente estabilidad y penetración para lograr el encendido del quemador.

b) La flama del piloto debe regularse manualmente y el diseño del mismo debe de ajustarse para consumir un mínimo de combustible.

h) El piloto debe permanecer encendido durante la operación a menos que el comprador especifique otra cosa.

API STD 560 Section 10.1.7 c. The pilot burner shall remain stable over the full firing range of the main burner. It shall also remain stable upon loss of main burner fuel, minimum draft, all combustion air rates and for all operating conditions.






Fecha: 06/06/2007

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El piloto debe tener estabilidad en todo el rango de quemado del quemador. La estabilidad del piloto debe permanecer aunque se apague el quemador, en condiciones de tiro mínimo, para todo el rango de quemado y para todas las condiciones de operación.


Quemadores con pilotos que cumplan con las características descritas incidirá en tener una mayor seguridad en la operación del quemador.

Piloto con una boquilla de longitud total de 6 pulgadas como mínimo para asegurar la estabilidad de la flama del piloto.

El mezclador del piloto debe de localizarse fuera del plenum de la caja de aire.

El piloto encendido durante la operación, garantiza la no acumulación de mezclas explosivas al interior del calentador

REVISIÓN DE VARIABLES DE OPERACIÓN

Lineamiento 6.1-9

Medición y control del exceso de aire (contenido de oxígeno en los gases de combustión) para obtener una buena eficiencia térmica del calentador


El exceso de aire óptimo está en función de la eficiencia de mezclado del quemador, del combustible utilizado, del estado físico de los elementos del quemador (boquillas, atomizador, espreas, etc.) y de las condiciones de los combustibles como temperatura, presión y diferencial de presión (entre combustóleo y vapor de atomización).

En forma general se recomiendan los siguientes valores:

Gas combustible: Del 10 al 20% de exceso de aire (Del 2 al 4% de oxígeno, base seca).

Combustóleo: Del 15 al 30% de exceso de aire (Del 3 al 5% de oxígeno, base seca).

Lineamiento 6.1-10

Se debe monitorear la temperatura de los gases de combustión en el puente y en la chimenea.


La temperatura de los gases de combustión en el puente del calentador es un indicador de cambios en el comportamiento de la sección de radiación, mientras que la temperatura de los gases a la salida de la sección de convección (temperatura de chimenea) determina junto con el exceso de aire la eficiencia térmica del calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.1-11

Se debe controlar el tiro (diferencia de presión entre los gases y la presión atmosférica) en el puente del calentador en un valor entre 0.05 y 0.1 pulg de H20, así como revisar el perfil de presión a lo largo del calentador.


Un tiro alto en el calentador incrementa las infiltraciones de aire reduciendo la eficiencia térmica y por ende aumentando el consumo de combustible, un tiro muy alto puede desprender las flamas del quemador, originando su apagado y condiciones de riego por mezclas explosivas ó postcombustión. Por otra parte un tiro muy bajo produce acumulación de gases que incrementan la temperatura de la estructura del calentador lo cual puede llevar a una situación de riesgo del calentador.

Lineamiento 6.1-12

Registrar las temperaturas de pared de tubos y comparar con los valores típicos y de diseño

Referencia




Traducción

Los programas de inspección en operación típicos incluyen una inspección visual del hogar, una inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes, inspección termográfica (infrarroja) de los tubos y envolvente estructural, y un monitoreo de los termómetros de contacto en los tubos (termoskines.


Temperaturas de pared de tubo mayores a las típicas de operación y a las especificadas de diseño son indicadores de sobrecalentamiento de los tubos que puede deberse a diferentes factores como son: incidencia de flama, bajo flujo, formación de carbón en la superficie interna del tubo (coquización). La detección de cualquier desviación de la temperatura de pared de tubo con respecto a los valores esperados debe ser analizada y corregida, ya que de otra manera podría llevar a una falla de metal de los tubos.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.1-13

Verificar que la temperatura del combustóleo sea mayor a la requerida para que la viscosidad del combustóleo sea menor a 200 SSU

Referencia

API STD 560 10.1.15


Oil burners shall be designed to operate on a maximum oil viscosity of 43 cSt (200 SSU)

Traducción

Los quemadores de combustóleo deben diseñarse para operar con una viscosidad máxima del combustóleo de 43 cSt (200 SSU)


La viscosidad adecuada del combustóleo permite una apropiada atomización y por lo tanto una combustión más eficiente, dando como resultado menor ensuciamiento de las superficies de transferencia de calor y mayor eficiencia térmica.

Lineamiento 6.1-14

Verificar que la diferencial de presión entre el vapor de atomización y el combustóleo sea de 2.1 kg/cm2.


Con valores menores al recomendado no se atomiza en forma adecuada y valores más elevados podría llevar al apagado del quemador.

Lineamiento 6.1-15

Las emisiones de contaminantes originados en los quemadores deben cumplir con la NOM-085-SEMARNAT-1994

NOx<=375 ppm

PST<=450 (1), 400 (2) y 350 (3) mg/m3

En función de la carga térmica (MMBtu/h): (1) menor a 40.7, (2) mayor a 40.7 y menor a 104.3 y (3) mayor a 104.3

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004, 8.2.10.1 inciso c)

NOM-085-SEMARNAT-1994

API STD 560 Section 10.1.2






Fecha: 06/06/2007

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NFR-089 8.2.10.1 c) Los quemadores integrados a los calentadores deben cumplir con la norma NOM-085-SEMARNAT-1994 vigente en el momento en que inicie la operación de los calentadores, y deben incluir, en caso de ser necesario, los sistemas requeridos para cumplir con los límites de emisiones contaminantes establecidos en esta norma.

API STD 560 Section 10.1.2 Burners shall be designed in accordance with all local and national mandatory statutes and regulations.

Traducción

Los quemadores deben diseñarse para cumplir las normas y regulaciones locales y nacionales


Para cumplir con la NOM-085, se deben incluir los sistemas ó dispositivos que sean necesarios para que las emisiones de NOx, SO2 y PST sean menores a los valores máximos establecidos en la norma.

CARACTERISTICAS DE LA CARGA Y CONDICIONES DE PROCESO

Lineamiento 6.1-16

Obtener las propiedades de la carga (°API, SpGr, PM, curvas de destilación etc) que permitan caracterizarla y comparar contra la carga de diseño verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.


Desviaciones de las características de la carga con respecto a la típica de operación ó a la carga de diseño pueden explicar desviaciones en el comportamiento térmico del calentador.

Lineamiento 6.1-17

Obtener el flujo del fluido de proceso alimentado al calentador así como determinar el porcentaje de carga verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.


Valores de flujo mayor al de diseño ó menor al mínimo recomendado de diseño pueden llevar a problemas térmico hidráulicos del calentador, por ejemplo sobrecalentamiento por bajo flujo ó problemas de patrón de flujo en flujo a dos fases.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.1-18

Obtener la temperatura del fluido de proceso a la entrada y a la salida del calentador, verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.


La comparación de las temperaturas, a la entrada y salida del calentador, con las temperaturas de diseño y los valores típicos de operación permite entender diferencias en el comportamiento térmico hidráulico del calentador

Lineamiento 6.1-19

Obtener los datos de presión del fluido de proceso a la entrada y salida del calentador,, verificando que se opere dentro de los límites seguros del calentador.


Con los datos de la presión a la entrada y salida se completa la información relativa al fluido de proceso (los otros datos son la caracterización de la corriente de proceso, flujo y temperaturas), con fines de realizar algún análisis más profundo. Por otra parte, se debe comparar la caída de presión a través del calentador con los valores típicos de operación y diseño para detectar posibles anomalías.

Lineamiento 6.1-29

Monitoreo de condiciones de los ventiladores:

Consumos de corriente al motor.

Ruidos.

Vibraciones.

Inspección visual verificando que no existan cuerpos extraños cerca de los motores de los ventiladores que puedan introducirse o que obstaculicen la libre circulación de aire para enfriamiento.

Referencia

NOM-001-SEDE-2005

Párrafo 110-13 (b)


110-13 b) Enfriamiento. El equipo eléctrico que dependa de la circulación natural del aire y de la convección para el enfriamiento de sus superficies expuestas, se debe instalar de modo que no se impida la circulación del aire ambiente sobre dichas superficies por medio de paredes o equipo instalado al lado. Para equipo diseñado para su montaje en el suelo, se debe dejar la distancia entre las superficies superior y las adyacentes para que se disipe el aire caliente que circula hacia arriba.






Fecha: 06/06/2007

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La ventilación de los equipos es importante para evitar sobrecalentamientos

Lineamiento 6.1-30

Inspección visual verificando:

que el equipo eléctrico accesorios y tuberías estén firmemente instalados.

que las cajas de conexión, tapas, mangueras de conexión estén colocadas y cerradas.

Referencia 1

NOM-001-SEDE-2005

Párrafo 110-13 (a)


110-13 (a)) Montaje. El equipo eléctrico debe estar firmemente sujeto a la superficie sobre la que vaya montado. No se deben utilizar “taquetes” de madera en agujeros en ladrillo, concreto, yeso o en materiales similares

Comentarios o Beneficios 1

La instalación firme de los accesorios y equipos eléctricos proporcionan confiabilidad en el funcionamiento de la planta.

Referencia 2

NRF-036-PEMEX-2003

Párrafo 8.2.4


8.2.4 Divisiones 1 y 2. No debe haber partes energizadas al descubierto


Una instalación hermética proporciona seguridad en la continuidad de operación de la planta.

Lineamiento 6.1-31

Inspección visual del cumplimiento con la clasificación eléctrica de áreas existente en el área del calentador.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003, 8.12.3

NRF-036-PEMEX-2003, 6.1.28, 8.2.1.3 y 8.2.2.1






Fecha: 06/06/2007

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8.12.3 Las luminarias deben tener envolventes apropiados para su área de instalación, localización (propósitos generales, a prueba de polvo, a prueba de intemperie, resistentes a la corrosión, a prueba de vapor o a prueba de explosión) en apego a la clasificación de áreas indicada en la NOM-001-SEDE-1999 y deben estar localizadas para dar una distribución uniforme de alumbrado, eficiente iluminación y accesibilidad para un mantenimiento seguro.

6.1.28 Área clase I División 2. Son lugares en donde se manejan, procesan y usan líquidos volátiles, gases o vapores inflamables, que están normalmente confinados en recipientes o sistemas cerrados, pero de los cuales puedan escapar en caso de ruptura o avería accidental de los recipientes o sistemas, o en caso del funcionamiento anormal de los equipos por medio de los cuales se manejan dichos líquidos, gases o vapores.

8.2.1.3 División 2. En las áreas de la división 2, deben ser a prueba de explosión los receptáculos, clavijas, extensiones de alumbrado y todo el equipo que posea contactos o dispositivos capaces de producir arco eléctrico o altas temperaturas.

8.2.2.1 El equipo aprobado para usarse en lugares peligrosos, debe estar marcado, indicando la clase, el grupo de atmósfera (gas o vapor), para los que han sido aprobados.


Cumplir con la clasificación de áreas incrementa la seguridad en la operación de la instalación.

Lineamiento 6.1-32 Inspección visual verificando que los registros eléctricos están secos y libres de objetos extraños. Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

Párrafo 8.4.4.3


8.4.4.3 Registros Eléctricos Subterráneos. Deben diseñarse de concreto armado de 150 Kg/cm2, deben ser cubiertos por una adecuada capa de asfalto y polietileno en todas las caras para protección contra el agua, la altura de la entrada debe estar a 20 cms. Como mínimo sobre el nivel de piso terminado para evitar inundaciones en los registros.


Los registros secos y libres de objetos extraños garantizan la continuidad en el servicio de energía eléctrica






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.1-33

Inspección visual de la red de tierras verificando:

que todos los equipos eléctricos y cajas de conexiones instaladas en el calentador, tengan conexión de puesta a tierra.

que la conexión de puesta a tierra de los equipos eléctricos y cajas de conexiones, esté firmemente atornillada o soldada.

que la red de puesta a tierra del calentador esté interconectada con la red general de puesta a tierra de la planta.

que el área de contacto entre el equipo o accesorio y la zapata para conexión a tierra, esté libre de material tales como pintura, pintura, oxidaciones o sulfataciones.

Referencia 1

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.1


8.11.1 Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe ser conectado al sistema general de tierras con conductor de cobre desnudo semiduro, el calibre del conductor debe ser el indicado de acuerdo a la capacidad del dispositivo de protección (ver tabla 250.95 de la norma NOM-001-SEDE-1999 ), sin embargo el calibre mínimo aceptado es de 2 AWG.


Todos los equipos eléctricos y cajas de conexiones se deben conectar a tierra para drenar las cargas estáticas existentes.

Referencia 2

N. F. P. A. 780 – 2004

Párrafos 4.14.1 Y 4.14.1.1





La red de puesta a tierra del calentador debe interconectarse con la red general de puesta a tierra de la planta para obtener una baja resistencia.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.1-34

Verificar que el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, protege completamente al calentador aplicando el Método de esferas rodantes de la norma N.F.P.A 780-2004 así como los materiales utilizados en este sistema.

Referencia

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.2


8.11.2 El sistema de protección contra descargas atmosféricas se debe aplicar en PEMEX a todos los edificios mayores de 7.5 metros de altura y estructuras de 15 metros de altura o mayor, o en los edificios o estructuras de mayor altura, en espacios abiertos. En general este sistema debe estar de diseñado de acuerdo a la norma NFPA-780, analizando desde la etapa de proyecto los edificios adyacentes a los de mayor altura que son protegidos por la zona de protección de estos. Los materiales con los que esté construido el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser fabricados específicamente para este servicio, ser robustos, resistentes a la corrosión y deben ser instalados firmemente. Las puntas pararrayos deben ser sólidas de al menos 12.7mm (1/2”) de diámetro y de 25 centímetros de longitud ó mayores, no se aceptan puntas tubulares. Los conductores deben ser de cobre, de fabricación especial para sistema de pararrayos, con área transversal equivalente al menos de calibre 2/0 AWG y 558 gramos/metro.


Se debe garantizar la completa protección del calentador contra la caída de descargas atmosféricas.

Lineamiento 6.1-35

Inspección visual del sistema de protección contra descargas atmosféricas verificando:

que las conexiones del sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas esté firmemente instalado.

esté interconectado con la red general de puesta a tierra de la planta.

Referencia 1

NRF-048-PEMEX-2003

8.11.2


8.11.2 Los materiales con los que esté construido el sistema de protección contra descargas atmosféricas deben ser fabricados específicamente para este servicio, ser robustos, resistentes a la corrosión y deben ser instalados firmemente. Las puntas






Fecha: 06/06/2007

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pararrayos deben ser sólidas de al menos 12.7mm (1/2”) de diámetro y de 25 centímetros de longitud ó mayores, no se aceptan puntas tubulares. Los conductores deben ser de cobre, de fabricación especial para sistema de pararrayos, con área transversal equivalente al menos de calibre 2/0 AWG y 558 gramos/metro.


El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas se debe instalar firmemente para soportar las descargas eléctricas que llegaran a presentarse.

Referencia 2

NRF-048-PEMEX-2003

Párrafo 8.11.2

Otras referencias:

N. F. P. A. 780 – 2004, 4.14.1 Y 4.14.1.1


8.11.2 El sistema de protección contra descargas atmosféricas debe ser independiente de la red general de tierras. Sin embargo las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con conductor aislado de un calibre menor al de la red, no menor a 6 AWG, para evitar diferencias de potenciales entre ellas. Tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer interconectadas a menos que exista un requerimiento específico en contra.



Traducción 2

4.14.1 General. Todos los sistemas de tierra serán interconectados para proporcionar un potencial a tierra común.

4.14.1.1 Esta interconexión incluirá el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, la tierra del servicio eléctrico, la de los sistemas de telefonía y de antena, también todos los sistemas de tubería subterránea.


El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, debe interconectarse a la red general de puesta a tierra para drenar las corrientes de descarga a tierra.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamientos para inspección de calentadores fuera de operación

Serpentín de tubos.

Lineamiento 6.2-1

Inspección visual externa de tubos y accesorios para detectar:



Los componentes estructurales internos, tales como los soportes de tubos, codos, cabezales, deben ser examinados para verificar que no estén dañados o con sobrecalentamiento.

Desprendimiento, sobrecalentamiento, fracturas, despostillado, erosión y decoloración localizada del concreto refractario.

Referencia



Tubes should be inspected externally for the following conditions:

Sagging or bowing. b. Bulging. c. Oxidation or scaling. d. Cracking or splitting. e. external corrosion. f. External deposits. g. External pitting. h. Leaking rolls.

Fittings should be inspected externally for the following conditions:

a. Damage or distortion. b. Corrosion.

Traducción

Los tubos deben ser inspeccionados externamente para las condiciones siguientes:

a. Pandeo o arqueado. b. Abombamiento. c. Oxidación o escamas. d. Fisuras o grietas. e. Corrosión externa. f. Depósitos externos. g. Picadura externa. h. Fugas en rolado.

Los accesorios deben ser inspeccionados externamente para las condiciones siguientes:

a. Daño o distorsión b. Corrosión.


Los resultados encontrados en la inspección visual externa de los tubos deben ser apoyados por una inspección más detallada para valorar el grado de deterioro.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.2-2

Inspección visual interna de los tubos con Baroscopio.

Inspección complementaria que se debe efectuar cuando se detectaron fallas mediante inspección visual o cuando se requiera efectuar una valoración por ensuciamiento interno.

Referencia



The inside surface of a tube can be examined with optical instruments. Considerable time is required to inspect the full length of tube. Consequently, optical instruments are generally used for the more thorough inspection of questionable areas revealed by visual inspection or to assess internal fouling/ deposits Most optical equipment today allows videotaping of the images. The videotape can serve as a record of the internal inspection and allows better comparison of conditions in the future if needed.

Traducción

La superficie interna de los tubos puede ser examinada con instrumentos ópticos. Se requiere un tiempo considerable para inspeccionar el total de la longitud del tubo. Consecuentemente, los instrumentos ópticos generalmente son utilizados para una inspección más minuciosa de áreas cuestionables reveladas por la inspección visual o la valoración de los depósitos/ensuciamiento interno. Actualmente muchos equipos ópticos permiten la grabación de imágenes por video. Esta grabación de imágenes por video puede servir como un registro de la inspección interna y permite una mejor comparación de las condiciones en un futuro si es necesario.


La inspección visual interna de los tubos sin ayuda de equipo óptico está limitada para aquellos diseños con retornos tipo U o cabezales tipo tapón.

Lineamiento 6.2-3

Medición de espesores de tubos y accesorios por ultrasonido desde el exterior.

Deben ser tomadas lecturas de espesores con ultrasonido en localizaciones especificas en la sección de radiación, tubos accesibles de la sección escudo de la sección de convección y retornos.

Referencia



The ultrasonic method for obtaining tube-wall thickness is the most commonly used method.






Fecha: 06/06/2007

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Proper cleaning of the external oxidation, or compensating for the thickness of the oxide layer is essential to properly assess metal loss rates. In many cases, cleaning the oxide will be the only viable way to make ultrasonic thickness measurements on the tube.

Traducción

El método por ultrasonido para obtener el espesor de pared de los tubos es el método más comúnmente usado.

Para valorar apropiadamente la relación de pérdidas de espesor, es esencial una apropiada limpieza de la oxidación externa o la compensación por los espesores de oxido. En muchos casos, la limpieza de los capas de óxido será la única forma viable para la medición de los espesores sobre el tubo).


Es importante registrar la medición de espesores como tubo y accesorio nuevos, lo cual será base para la determinación de la vida útil remanente en cada paro del calentador.

Lineamiento 6.2-4

Medición externa del crecimiento diametral/circunferencial de los tubos.

Referencia



Tubes sustaining creep/stress rupture damage will exhibit diametral growth or sagging.

Tube diameter or circumferential measurements provide an indication of the amount of damage.

Traducción

Los tubos sujetos a daños por creep/esfuerzos de ruptura presentarán un crecimiento diametral o abombamiento.

La medición del diámetro del tubo o circunferencial proporciona un indicador de la cantidad de daño.


Se debe mantener el historial de los tubos remplazados por este daño para tomar medidas correctivas.






Fecha: 06/06/2007

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El crecimiento por creep puede ocurrir cuando los tubos son sujetos a sobrecalentamiento por corto o largo tiempo, o adelgazamiento del espesor por corrosión o erosión.

Lineamiento 6.2-5

Medición de la profundidad de picaduras sobre la superficie externa de los tubos y accesorios.

Referencia



General pitting of the external tube surface should be evaluated with a pit depth gauge to assess the depth and to estimate a pitting rate. The gauge should be used in conjunction with an ultrasonic thickness gauge to more accurately determine remaining wall thickness.

Traducción

La picadura general de la superficie externa de los tubos debe ser evaluada con un medidor de profundidad de las picaduras para valorar esta profundidad y estimar una relación de daño por picadura. El medidor debe ser usado en conjuntamente con un medido de espesores ultrasónico para se tenga mayor seguridad en la determinación del espesor de pared remanente


Para la determinación del espesor de pared remanente se debe utilizar la metodología establecida en el Capítulo 6 del API RP 579 1ª Ed. Enero 2000.

Lineamiento 6.2-6

Medición del diámetro interno y espesores de tubos y accesorios desde el interior con el uso del “diablo instrumentado” (intelligent pigs/in line devices).

Inspección complementaria que se debe efectuar para evaluar los daños por creep (termofluencia) y corrosión.

Referencia



Recent technological advances have produced “intelligent pigs” that can perform multiple inspection functions from inside of the tube. The instruments use laser profilometry to measure tube inside diameters. Simultaneously, ultrasonic transducers






Fecha: 06/06/2007

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measure the tube wall thickness. The instruments are outfitted with multiple ultrasonic transducers, which permit a high density sampling. These inspection tools are useful in addressing creep and corrosion deterioration.

The intelligent pigs are self-contained units and are capable of navigating the tight radius U-bends. This is a significant advantage for inspection of convective section tubes that cannot be accessed.

Traducción

Recientes avances tecnológicos han producido “intelligent pigs” (diablo instrumentado) que pueden desarrollar funciones de inspección múltiple desde el interior de los tubos. El instrumento utiliza perfilometría láser para medir el diámetro interno de los tubos. Simultáneamente, traductores ultrasónicos múltiples miden el espesor de pared. Los instrumentos son equipados con traductores ultrasónicos múltiples, los cuales permiten una alta densidad de muestras. Esta herramienta de inspección es útil en la evaluación del daño por creep (termofluencia) y corrosión.

Los diablos instrumentados son unidades autocontenidas y son capaces de navegar por los estrechos codos de retorno tipo U. Esta es una significante ventaja para la inspección de los tubos de la sección de convección que no pueden ser accesados.


Su uso requiere de una eficiente limpieza interior de los tubos y accesorios.

El costo de este servicio es sustancialmente mayor que otras técnicas de inspección.

Lineamiento 6.2-7

Medición de espesor de pared de tubos y retornos así como identificación de la presencia y espesor de coque por medio de inspección radiográfica.

Referencia



Radiographic examination is often employed to measure tube wall thickness and identify the presence and thickness of internal coke deposits.

Traducción

La examinación radiográfica frecuentemente es empleada para medir el espesor de pared de tubo e identificar la presencia y espesor de depósitos internos de coque.


La inspección radiográfica también es utilizada para inspeccionar soldaduras, tubos y accesorios para identificar picaduras, fisuras y obstrucciones internas






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.2-8

Medición de dureza superficial en el exterior de tubos, accesorios y soldaduras

Referencia



Hardness measurements can be made using available sonic and impact field testing instruments. Caution should be taken when obtaining hardness measurements to assure adequate surface preparation. Surface roughness and oxide scale can dramatically affect the hardness value.

Traducción

La medición de dureza puede ser realizada usando instrumentos de campo sónicos o de impacto. Se debe tener precaución de asegurar una limpieza apropiada de la superficie cuando se obtengan mediciones de dureza. La rugosidad y escamas de óxido pueden afectar dramáticamente los valores de dureza.


La dureza externa de tubos y accesorios y soldaduras debe ser evaluada para determinar el continuar en servicio y efectuar las reparaciones necesarias, así como evaluar los mecanismos de deterioro potenciales que están generando la variación de dureza.

Lineamiento 6.2-9

Inspección por líquidos penetrantes y partículas magnéticas para detección de fisuras e imperfecciones superficiales.

Referencia



Dye penetrante and magnetic particle testing often supplement a visual examination for cracking.

Traducción

La Inspección por líquidos penetrantes y partículas magnéticas frecuentemente es un complemento a la inspección visual para fisuras.


Si por experiencia se sospecha o se espera la presencia de fisuras, una o más de estas técnicas son empleadas.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.2-10

Metalografía en sitio/replicación.

Referencia



The more common types of deterioration are carburization, decarburization, the initial stages of external stress corrosion cracking, creep, fatigue cracking, and some forms of hydrogen attack. It is possible to detect most of these types of deterioration in the field by visual inspection, nondestructive testing, insitu metallography, or replication.

Traducción

Los tipos de deterioro más comunes son carburización, descarburización, la fase inicial de fisuras externas por corrosión bajo esfuerzos, creep (termofluencia), grietas por fatiga, y algunas formas de ataque por hidrógeno. Es posible detectar muchos de estos tipos de deterioro en campo por inspección visual, pruebas no destructivas, metalografía en sitio, o replicación


La metalografía en sitio/replicación raramente es usada sin el apoyo de otras pruebas no destructivas para la evaluación de los mecanismos de deterioro.

Lineamiento 6.2-11

Inspección de termoskines (medidores de temperatura de pared de tubos).

Referencia



During outages, tube skin thermocouples should be tested for accuracy and potential failure.

Attachment welds should be inspected with dye penetrate for cracks that can cause the thermocouple to read firebox temperature. The sheathing protecting the thermocouple leads should be inspected for any breaches and kinks

Traducción

Durante los paros, los termocoples de los termoskines deben ser inspeccionados por seguridad y falla potencial.

Las soldaduras a los tubos deben ser inspeccionadas con líquidos penetrantes para fisuras que puedan causar que el termocople este midiendo la temperatura del hogar






Fecha: 06/06/2007

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del calentador. El forro guía protector del termocople debe ser inspeccionado por algunas brechas o anillos.


Se deben desarrollar procedimientos para verificar en operación si los termoskines están midiendo la temperatura correspondiente a la del metal del tubo.

Lineamiento 6.2-12

Pruebas magnéticas con un imán en tubos austeníticos para verificar áreas carburización.

Referencia



Austenitic tubes are essentially nonmagnetic. Carburized areas of the tubes become magnetic, and if these areas are large, they can be detected with a magnet. A magnet on a string dropped down a tube will indicate areas that are magnetic but will not indicate the depth of carburization.

Traducción

Los tubos austéniticos son esencialmente no magnéticos. Las áreas carburizadas de los tubos se vuelven magnéticas, y si estas áreas son grandes, pueden ser detectadas con un imán. Un imán sobre un tubo indicará áreas que son magnéticas pero no indicara la profundidad de la carburización.


Estos servicios en campo son limitados.

Lineamiento 6.2-13

Prueba del martillo.

Referencia



A hammer test has been an accepted method of exploring the surface of metal objects to locate areas of reduced wall thickness; however, other NDE techniques have made this technique outdated. When a hammer test is made, the variations in metal-wall thickness are indicated by the feel and rebound of the hammer and by the sound produced






Fecha: 06/06/2007

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Traducción

Una prueba del martillo es un método que ha sido aceptado para la exploración de la superficie de metal para localizar reducciones de espesor de pared, sin embargo, otras técnicas de pruebas no destructivas han hecho que esta técnica sea pasada de moda. Cuando la prueba del martillo es realizada, las variaciones en el espesor de pared son identificadas por el sentir y el rebote del martillo y por el sonido producido.


La prueba del martillo es una forma de determinar si la capa sobre el exterior de los tubos es un óxido debido a sobrecalentamiento o depósitos producto de la combustión.

Lineamiento 6.2-14

Estimación de la vida útil remanente de los tubos

Referencia



Remaining creep life for tubes in a heater is estimated or measured using various techniques ranging from the approach outlined in API Std 530 Appendix E to destructive creep testing of tube material.

Traducción

La vida remanente por creep (termofluencia) de los tubos de un calentador es estimado o medido usando varias técnicas desde la aproximación descrita en el API estándar 530 apéndice E hasta pruebas destructivas para creep del material de los tubos.


El apéndice E, “estimación de la vida remanente de tubos”, del API estándar 530, es una enfoque común para valorar la vida de los tubos en servicio.

Lineamiento 6.2-15

Inspección visual interna de la envolvente estructural y sus componentes para detectar:

Flexionamiento de columnas causado por sobrecarga o sobrecalentamiento.

Flexionamiento de vigas y trabes.

Referencia







Fecha: 06/06/2007

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A visual inspection should be made of all load-carrying structural steel members to see whether deflection is observable. If bending is present in a column, it may be caused by overloading, overheating, or lateral forces applied to the column by the expansion of elements in the heater.

Beams and girders will deflect when loads are imposed on them. The deflection should be measured where it is greatest. The amount of deflection should be checked against that calculated for the load on the beam or girder.

Traducción

Se debe realizar una inspección visual de todos los miembros estructurales de carga para ver si se observan deflexiones. Si está presente flexionamiento en una columna, esta puede ser causada por sobrecarga, sobrecalentamiento, o fuerza aplicadas a la columna por expansión de elementos del calentador.

Las vigas y trabes se deflexionarán cundo sean impuestas cargas sobre de ellas. La deflexión debe ser medida donde sea la más grande. La cantidad de deflexión debe ser checada contra la calculada para la carga sobre la viga o trabe.


Se deben determinar las causas de las deflexiones en los elementos estructurales para poder tomas las medidas correctivas, tomando como base el análisis estructural de diseño.

Lineamiento 6.2-16








Referencia



The exposed parts of the setting should be inspected for signs of deterioration. All metal parts can be adequately inspected with a hammer and visual examination. If the exposed parts are painted, a visual inspection should be made to see whether the






Fecha: 06/06/2007

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coating adheres tightly to all surfaces. Areas exposed by flaking or otherwise damaged should be cleaned and repainted. The casing should be inspected for thinning or perforation due to acidic flue-gas corrosion

Traducción

Las partes expuestas de la envolvente deben ser inspeccionadas por signos de deterioro. Todas las partes de metal pueden ser adecuadamente inspeccionadas con un martillo y visualmente. Si las partes expuestas están pintadas, una inspección visual se debe realizar una inspección visual para ver si el recubrimiento esta adherido totalmente a toda la superficie. Áreas expuestas por escamado u otra forma de daño debe ser limpiado y pintado. La envolvente debe ser inspeccionada por adelgazamiento o perforación debido a corrosión ácida de los gases de combustión.


La inspección de la envolvente incluye los perfiles estructurales que van unidas a la placa que forma las paredes del calentador.

Lineamiento 6.2-17



Referencia



Stairways, walkways, and platforms should be checked to ensure that they have not been materially weakened as a result of corrosion.

Traducción

Escaleras, pasillos y plataformas deben ser inspeccionados para asegurar que no han sido materialmente debilitadas como un resultado de la corrosión.


La inspección debe incluir la observación de grandes deflexiones de los soportes de las plataformas y escaleras que signifiquen la pérdida de seguridad de las mismas.

Caja de cabezales.

Lineamiento 6.2-18

Inspección de caja de cabezales verificando:

Torceduras que generen exceso de aire en el calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Observación de fugas de fluidos de proceso, los cuales se depositan en los pisos de las cajas de cabezales.

Referencia



Heater header boxes should be inspected for warpage and improper functioning. Warpage or improper functioning of doors may allow rain or other moisture to enter. Header box warpage also allows excess air into the heater, spending additional fuel.

Traducción

Las cajas de cabezales deben ser inspeccionadas por torcedura y funcionamiento impropio. La torcedura o funcionamiento impropio de las puertas pueden permitir la entrada de lluvia o humedad. La torcedura de las cajas de cabezales también permite exceso de aire en el calentador, gastando combustible adicional


La inspección debe incluir la observación de evidencias de fugas de los fluidos de proceso, los cuales se depositan en los pisos de las cajas de cabezales.

Lineamiento 6.2-19

Inspección de mirillas y puertas de acceso verificando:


El empaque de la puerta de acceso en buenas condiciones.

Referencia



Peepholes, access doors, and the like should be inspected visually to see that the fit is satisfactory and minimizes excess air ingress.

Traducción

Las mirillas, puertas de acceso y similares den ser visualmente inspeccionados para ver que el ensamble es satisfactorio y minimizar el ingreso de exceso de aire.


Estos componentes menores juegan un papel muy importante en la obtención de la eficiencia térmica de los calentadores establecida por diseño, ya que representan puntos de infiltración de exceso de aire.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.2-20

Inspección de puertas de explosión verificando:


Cierre adecuado que evite la entrada de aire.

Referencia



Explosion doors, if provided, should be inspected visually for corrosion of the hinges and the door itself and for warpage. Explosion doors should also be visually inspected to see whether there is proper seating contact between the door and the door frame, ensuring a reasonably tight joint. The doors should be manually lifted to check operability. To serve effectively, the doors should open with minimum resistance.

Traducción

Las puertas de explosión, si son suministradas, deben ser inspeccionadas visualmente las bisagras y la puerta misma por corrosión y por torcedura. Las puertas de explosión deben ser inspeccionadas visualmente también si hay un apropiado contacto en el asiento de la puerta y su marco, asegurando una fuerte unión. Las puertas deben ser levantadas manualmente para checar su operabilidad. Para que las puertas sirvan en forma efectiva, deben de abrir con una mínima de resistencia.


Estos componentes juegan un papel muy importante en la obtención de la eficiencia térmica de los calentadores establecida por diseño, ya que representa un punto de infiltración de exceso de aire.

Lineamiento 6.2-21

Inspección del recubrimiento refractario verificando la no existencia de:

Grietas, erosión.

Recalentamiento.

Abombamiento o desprendimiento.

Referencia



The inspection of refractory should consist of a visual examination for breakage, slagging, crumbling, and open joints.

Refractory linings should be inspected for excessive cracks, erosion, fluxing (melting of the refractory), bulging, and fallout.






Fecha: 06/06/2007

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Traducción

La inspección del refractario debe consistir de una inspección visual por fractura, escoriamiento, desmoronamiento, y juntas abiertas.

El recubrimiento refractario debe ser inspeccionado por grietas excesivas, erosión, fundición, abombamiento y desplome.


Antes del paro del calentador, la termografía del exterior de la envolvente puede dar una indicación de las áreas dañadas del recubrimiento refractario.

Lineamiento 6.2-22

Cuando se efectué cambio de refractario se debe establecer el control de calidad de la instalación de recubrimientos refractarios monolíticos con base al API RP 936.

Referencia



This document provides installation quality control guidelines for monolithic refractory linings and may be used to supplement owner specifications. Materials, equipment, and personnel are qualified by the methods described, and applied refractory quality is closely monitored based on defined procedures and acceptance criteria. The responsibilities of inspection personnel who monitor and control the quality control process are also defined.

Traducción

Este documento proporciona una guía para el control de calidad de la instalación de recubrimientos refractarios monolíticos y puede ser usado como suplemento de las especificaciones del propietario. Materiales, equipos, y personal son calificados por los métodos descritos, y la calidad del refractario aplicado es monitoreada de cerca basada en procedimientos definidos y criterios de aceptación. Las responsabilidades del personal de inspección quien monitorea y controla el proceso de control de calidad también está definido.


El control de calidad durante la instalación de un nuevo recubrimiento refractario derivado de una reparación, minimiza la posibilidad de falla durante la operación del calentador.






Fecha: 06/06/2007

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Lineamiento 6.2-23

Inspección de soportes de tubos intermedios y espejos verificando la no existencia de:

Grietas, oxidación, corrosión, deformación y debilitamiento.

Referencia

API RP 573, numeral 13.5.1.


Tube sheets and tube supports should be examined to determine their physical condition and fitness for further service. Supports should be examined carefully for cracks, oxidation, corrosion, distortion and sagging. If found to be unsound or weak, they should be reinforced or replaced.

Traducción

Espejos y soportes de tubos deben ser inspeccionados para determinar su condición física y valorar su continuidad en servicio. Los soportes deben ser examinados cuidadosamente por grietas, oxidación, corrosión, distorsión y debilitamiento. Si se encuentra que no es apropiado o es débil, estos deben ser reforzados o remplazados


La inspección puede ser apoyada por las técnicas descritas anteriormente para la inspección de tubos.

Lineamiento 6.2-24

Inspección de reguladores de tiro (dampers) verificando:

La no existencia de corrosión o deformaciones debido a sobrecalentamiento.

Integridad de los soportes, barras guía y seguros.

Su correcta operación y cierre.

Posición del regulador de tiro con dispositivos de indicación tanto en el panel de control como en el exterior.

Referencia



Damper blades, constructed of thin metal, are susceptible to oxidation and warpage due to overheating and should be inspected for such damage. Supporting brackets, driving rods, pins, and other devices should also be examined. The dampers should be operated and checked for binding closure, and freedom from obstructions should be ensured. Damper position should be confirmed with both control board and exterior indication devices.






Fecha: 06/06/2007

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Traducción

Las hojas de los reguladores de tiro, construidos con metales delgados, son susceptibles a la oxidación y torcedura debido a sobrecalentamiento y deben ser inspeccionados por tales daños. Soportes, barras guía, seguros, y otros dispositivos deben ser examinados. Los reguladores de tiro deben ser operados y checados para cierre, y debe asegurarse que esté libre de obstrucciones. La posición del regulador de tiro debe ser confirmada con dispositivos de indicación tanto en el panel de control como en el exterior


El correcto funcionamiento de los reguladores de tiro contribuye a una operación correcta de los quemadores.

Lineamiento 6.2-25

Inspección de los ventiladores de tiro forzado y tiro inducido verificando:

Instalación del cubre-cople.

Su correcta operación.

Referencia



The bearing clearance and the condition of the babbit-bearing surfaces and of the antifriction bearings should be checked, and the shaft diameter should be measured at the bearing surface. The condition of the oil or grease should be checked, and the lubricant should be changed as required. The general condition of the rotor and rotor blades should be checked, and loose blades should be fixed. Couplings should be examined, and the alignment of all parts should be inspected. If any parts are out of alignment, the cause should be determined and corrective action should be taken. Any dampers should be tested for ease of operation and freedom from obstruction. Induced-draft fans are subject to erosion and corrosive attacks from ash particles and flue gas. In addition to the inspections discussed in preceding text, inspections of the rotor blades and casings should be made for corrosion, excessive thinning, and holes in the blades and casing. The shaft should be examined for corrosion from dew-point condensation near the casing.

Rotor blade surfaces should be checked for cracks with magnetic particle testing or penetrant testing focusing on stress riser locations.

Traducción

La distancia entre rodamientos y la condición de la superficie babbit y antifricción de los rodamientos debe ser checada, y el diámetro de la flecha en el rodamiento debe ser medido. Debe ser checada la condición de la grasa, y el lubricante debe ser






Fecha: 06/06/2007

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cambiado cuando sea requerido. Debe ser checada la condición general del rotor y los alabes, la perdida de alabes debe ser repuesta. Los coples deben ser examinados, y el alineamiento de todas las partes debe ser inspeccionado. Si alguna de las partes esta fuera de alineamiento se debe determinar las causas y tomar las acciones correctivas. Cualquier mampara debe ser probada para fácil operación y estar libre de obstrucciones. Los ventiladores de tiro inducido están sujetos a erosión y ataque corrosivo por cenizas y gases de combustión. Adicionalmente a las inspecciones discutidas anteriormente, se debe realizar una inspección por corrosión a los alabes y carcasa, adelgazamiento excesivo, y perforaciones en alabes y carcasa. La flecha debe ser inspeccionada por corrosión por condensación punto de rocío cerca de la carcasa.

La superficie del rotor debe ser checada por líquidos penetrantes o partículas magnéticas para detectar grietas enfocándose sobre la localización de mayores esfuerzos.

Lineamiento 6.2-26

Inspección de sopladores de hollín verificando:

Correcta operación.

Integridad de la soportaría del soplador.

Fugas.

Referencia



soot-blower parts should be inspected for proper alignment, position, and operability.

The shut-off valve to the blowers should be checked to ensure it does not leak while in service.

The blower, supporting hangers, and brackets should be examined visually for soundness and for excessive thinning from oxidation. Soot blowers for the high-temperature part of the boiler are sometimes composed of high-chromium alloys that embrittle in service and so they should be handled/ inspected appropriately to avoid fracture. Connection welds of supporting elements should be inspected for cracks. If the welds look cracked, a magnetic-particle inspection should be made. Packing glands and all operating parts of the rotating and retracting types of soot blowers should be examined for good working condition.

Traducción






Fecha: 06/06/2007

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Los componentes de los sopladores de hollín deben ser inspeccionados por un apropiado alineamiento, posición, y operabilidad.

La válvula de corte para los sopladores debe ser checada para asegurar que no presente fugas mientras esta en operación

El soplador, sus soportes, y apoyos deben ser examinados visualmente por sanidad y por excesivo adelgazamiento por oxidación. Las partes de los sopladores sujetas a alta temperatura en la caldera son en ocasiones de aleaciones de alto cromo que se fragilizan en servicio por lo que deben de ser inspeccionadas apropiadamente para evitar su fractura. Las conexiones soldadas de elementos de soporte deben ser inspeccionadas por fisuras. Si se observan grietas en una soldadura, se deben de aplicar partículas magnéticas. El ensamble y todas las partes del los sopladores rotatorios y retractiles deben ser inspeccionados para una buena condición de trabajo.


La eficiencia de limpieza de los sopladores de hollín de las superficies externas de transferencia de calor incide sobre la eficiencia térmica del calentador.

Lineamiento 6.2-27

Inspección de precalentadores de aire recuperativo verificando la no existencia de:

Corrosión.

Suciedad.

Daños.

Referencia



As much as possible of the recuperative-type preheaters should be inspected for corrosion.

Frequently, air preheater efficiency can be calculated to determine if its surface area is fouled or damaged. A heat balance can be performed around the air preheater to determine if it is leaking from the air-side into the flue gas-side.

Traducción

Tanto como sea posible los precalentadores tipo recuperativo deben ser inspeccionados por corrosión.

Frecuentemente, la eficiencia del precalentador de aire puede ser calculada para determinar si la superficie esta sucia o dañada. Un balance de calor puede ser desarrollado alrededor del precalentador de aire para determinar si esta fugando del lado de aire al lado de gases de combustión.






Fecha: 06/06/2007

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La eficiencia térmica del precalentador incide sobre la eficiencia térmica del calentador.

Lineamiento 6.2-28

Inspección por corrosión de precalentadores de aire regenerativo.

Referencia



Air preheaters are subject to corrosion due to condensation during extended periods of downtime.

The severe corrosion is particularly prevalent at the flue-gas outlet end.

Rotor seals should be examined for corrosion. They can also be mechanically damaged by falling material, by high pressure steam or water from soot blowers, or by being stepped on by maintenance personnel.

Soot blowers should be inspected for deposits and leaky valves.

Traducción

Los precalentadores están sujetos a corrosión debido a la condensación durante largos periodos de paro.

La corrosión severa prevalece en el extremo de salida de los gases de combustión.


La eficiencia térmica del precalentador incide sobre la eficiencia térmica del calentador.

Lineamiento 6.2-29 El 10% de todos los materiales de aleación deben contar con la Identificación Positiva de Materiales PMI.

Referencia

NRF-089-PEMEX-2004 numeral 8.4.1.l






Fecha: 06/06/2007

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El 10% de todos los materiales de aleación deben contar con la Identificación Positiva de Materiales PMI, de acuerdo a lo especificado en al estándar API 560 última edición o equivalente.


Se requiere la verificación y registro de los materiales suministrados respecto a diseño, lo cual garantiza las actividades de inspección y mantenimiento.

Lineamiento 6.2-31

Se deben realizar las siguientes pruebas a unidad de energía ininterrumpible:

- Pruebas dinámicas.

- Prueba del by-pass.

- Prueba de regulación.

Referencia

N.F.P.A. 111-ENGL 2001

Párrafo 6.3.2

Mejores prácticas de Ingeniería


6.3.2 A routine maintenance and operational testing program shall be initiated immediately following the acceptance test, or any repair or component replacement, including batteries. See tables A.6.3.2 and A.6.4.2 for guidance.

Traducción

Un programa de mantenimiento y uno de pruebas operacionales será iniciado inmediatamente siguiendo las pruebas de aceptación, cualquier reparación o reemplazo de algún componente, incluyendo las baterías. Ver Tablas A.6.3.2 y A.6.4.2 como guía


Las pruebas es necesaria para conocer el estado en que se encuentra la unidad de energía ininterrumpible.

Lineamiento 6.2-32

Se deben realizar las siguientes pruebas al banco de baterías de la unidad de energía ininterrumpible:






Fecha: 06/06/2007

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- Inspección visual.

- Capacidad.

- Descarga intensa.

- Densidad específica del electrolito.

- Tensión inicial (circuito abierto).

- Fugas (hermeticidad).

Referencia

N.F.P.A. 111-ENGL 2001, Párrafo 6.3.2


6.3.2 A routine maintenance and operational testing program shall be initiated immediately following the acceptance test, or any repair or component replacement, including batteries. See tables A.6.3.2 and A.6.4.2 for guidance.

Traducción

Un programa de mantenimiento y uno de pruebas operacionales será iniciado inmediatamente siguiendo las pruebas de aceptación, cualquier reparación o reemplazo de algún componente, incluyendo las baterías. Ver Tablas A.6.3.2 y A.6.4.2 como guía.


Las pruebas es necesaria para conocer el estado en que se encuentra el banco de baterías de la unidad de energía ininterrumpible






Fecha: 06/06/2007

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ANEXO 2.

LISTAS DE VERIFICACIÓN






Fecha: 06/06/2007

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TA DE VERIFICACIÓN DE COMPONENTES DE CALENTADORES A FUEGO DIRECTO

11.1 – “LV-01” LISTA DE VERIFICACIÓN DE COMPONENTES DE CALENTADORES A FUEGO DIRECTO

PLANTA FECHA DE INSP.

CLAVE DE EQUIPO

EFECTUO

SERVICIO REVISO

C = Cumple, NC = No Cumple, NA = No aplica

REQUERIMIENTO: (1) LINEAMIENTO

(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

1.1.1 Quemadores

1.- Los quemadores son de alta eficiencia

Permite combustión completa con bajo exceso de aire.

Cuenta con dispositivos para el ajuste fino del exceso de aire.

1.1.1-1

1.a.-Los quemadores son de baja emisión de NOx

Gas combustible: Combustible en etapas.

Combustóleo ó dual: Aire en etapas.

1.1.1-1

1. b.-Los quemadores son de baja emisión de ruido.

Se cumple con el nivel de ruido máximo permitido de 85 dB a 1 m de la fuente.

Cuenta con atenuador de ruido (mofle)

1.1.1-1

2.- El quemador cuenta con facilidades para la inspección y mantenimiento.

o El quemador cuenta con puertos (mirillas) para la observación y ajuste de la flama.

1.1.1-2






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

o El quemador cuenta con las facilidades necesarias para dar limpieza al interior de la caja de aire sin la necesidad de desmontar toda la caja de aire de su posición en el piso del calentador.

o El damper y mofle del quemador son atornillados y las boquillas de gas y combustóleo son roscadas.

El diseño del quemador permite una remoción sencilla de las boquillas de gas y del cañón de combustóleo para su limpieza y mantenimiento, así como su fácil reinstalación.

2.- El quemador cuenta con facilidades para la inspección y mantenimiento.

o El quemador cuenta con puertos (mirillas) para la observación y ajuste de la flama.

o El quemador cuenta con las facilidades necesarias para dar limpieza al interior de la caja de aire sin la necesidad de desmontar toda la caja de aire de su posición en el piso del calentador.

o El damper y mofle del quemador son atornillados y las boquillas de gas y combustóleo son roscadas.

o El diseño del quemador permite una remoción sencilla de las boquillas de gas y del cañón de combustóleo para su limpieza y mantenimiento, así como su fácil reinstalación.

1.1.1-2

3.- Cada quemador cuenta con un manómetro para indicar la presión del combustible.

1.1.1-3

4.- Cada quemador cuenta con su manómetro para indicar la presión del vapor de atomización.

Aplica: en quemadores para combustóleo ó duales.

1.1.1-4






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

5.- Cada quemador cuenta con su piloto.

El piloto está en buenas condiciones (material resistente a temperatura, erosión y corrosión).

1.1.1-5

6.- La flama del piloto es estable para cualquier condición

El piloto permanece encendido

1.1.1-6

7.- El encendido de los pilotos es semiautomático.

Se realiza utilizando un encendedor eléctrico portátil o cuenta con bujía fija en el piloto y quemador.

1.1.1-7

8.- Verificar que los calentadores con quemadores a piso, el claro mínimo del piso al punto más cercano del registro del quemador sea de 2.058 m.

1.1.1-8


1.- ¿El arreglo de los serpentines es simétrico?

¿La temperatura a la salida es la misma para todos los pasos?

¿La caída de presión es igual para todos los pasos?

1.1.2-1

2.- Los tubos son fabricados de acuerdo a la especificación ASTM para tubos sin costura

1.1.2-2

3.- La sección de convección cuenta con 3 hileras de tubos lisos antes de la sección de tubos con superficie extendida

1.1.2-3

4.- El material de los tubos lisos (tubos escudo) es del mismo material que el de los tubos de radiación (si es que son del mismo servicio).

1.1.2-4






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

5.- Para calentadores que operen con combustible líquido ó dual, los tubos de superficie extendida son pernados?

1.1.2.-5

6.- Verificar que no existan uniones soldadas de materiales disímiles.

1.1.2-6

1.1.3 Soportes

1.- En caso de que se queme combustóleo, ¿todos los soportes están recubiertos con 51 mm de espesor de concreto refractario?

1.1.3.-1

1.1.4 Refractario

1.- ¿El recubrimiento refractario está provisto con juntas de expansión?

1.1.4-1

2.- ¿El piso del calentador está aislado con un arreglo de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente y concreto refractario de respaldo?

1.1.4-2

3.- ¿Las paredes escudadas por tubos de la sección de radiación cuando se queme gas o combustóleo, están aisladas con concreto refractario aislante?

1.1.4-3

4.- ¿Las paredes que no están escudadas por tubos de la sección de radiación y se queme gas o combustóleo y además se tenga una temperatura de servicio mayor a 1038° C y quemado vertical, están aisladas con una pared compuesta de ladrillo de arcilla refractaria de alta calidad en la cara caliente, y concreto refractario y/o ladrillo aislante como recubrimiento de respaldo?

1.1.4-4

5.- ¿Las paredes laterales de la sección de convección cuando se queme gas o combustóleo, están aisladas con concreto refractario aislante?

1.1.4-5






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

6.- ¿Los ductos que manejen gases de combustión después de la salida de la sección de convección de los calentadores, incluyendo los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire, están aislados con concreto refractario aislante?

1.1.4-6

7.- ¿Los calentadores con tubos verticales localizados al centro de la sección de radiación con quemado lateral y que quemen solamente gas utilizan en la sección de radiación, módulos de fibra cerámica?

1.1.4-7

1.1.5 Chimenea

1.- ¿La chimenea cuenta con plataformas, escaleras, barandales y puertos de muestreo?

De acuerdo a la NMX-AA-09-1993-SCFI

1.1.5-1

2.- La altura de la chimenea cumple con lo siguiente:

a) Altura mínima de 32 m

b) La altura de la chimenea es mayor al menos en 5 metros a la de las estructuras cercanas.

c) La altura de la chimenea es tal que la dispersión de contaminantes cumple con las normas de calidad del aire

1.1.5-2

3.- ¿El último tramo de la chimenea (1.5 m) es de acero inoxidable (A 176 TP 410)?

1.1.5-3

1.1.6 Regulador de tiro

1.- ¿El regulador de tiro es accionado reumáticamente y cuenta con un accionador hidráulico manual en caso de falla del sistema neumático?

1.1.6-1






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)


1.- Si el diseño del calentador considera descoquizado aire-vapor, ¿cuenta con una plataforma y/o escaleras marinas para propósitos de inspección del decoquizado?

1.1.7-1

1.1.8 Misceláneos

1.- Verificar que no existan conexiones roscadas, antes del primer bloqueo para los arreglos de instrumentos,

Verificar que los termopozos sean bridados.

1.1.8.-1

2.- ¿El horno cuenta con conexiones y accesorios necesarios para realizar e descoquizado?

Termoskines.

Bridas para inspección

1.1.8.2

3.- ¿Las superficies expuestas a la atmósfera están protegidas con pintura?

1.1.8.3

4.- Verificar que los calentadores cuenten con puertas de limpieza en las paredes laterales de la sección de convección.

1.1.8-4


1.- El calentador cuenta con sopladores de hollín? (solo aplica si quema combustóleo

Los sopladores de hollín son totalmente retractiles?

¿La operación de los sopladores de hollín son automáticos y secuenciales?

Operan todos los sopladores de hollín instalados

1.2.1-1






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.- Verificar el arreglo de los sopladores de hollín.

Cada línea de sopladores de soplar 2 hileras (camas) hacia arriba y hacia abajo como máximo.

3.- Verificar el espaciamiento entre sopladores de hollín

La distancia máxima entre sopladores debe ser de 2.4 m,

La distancia máxima de la pared al primer soplador debe ser de 1.2 m.

1.2.1-3

4.- ¿Los mecanismos de los sopladores de hollín son a prueba de polvo?

1.2.1-4

5.- ¿Cada soplador de hollín, cuenta con botones para operación local de paro y arranque?

1a- ¿La estación de botones, es acorde a la clasificación de área?

1.2.1-5

1.2.2 Precalentador de aire

1.- La carga térmica del calentador es mayor a 15 MW (51.2 MMBtu/h)

¿Cuenta con sistema de precalentamiento de aire?

1.2.2.-1

2.- ¿El sistema de precalentamiento de aire es por calentador?

¿No es sistema común a dos ó más calentadores?

1.2.2.-2

3.- ¿El calentador cuenta con la flexibilidad de operar con tiro natural cuando el sistema de precalentamiento de aire sale de operación?

1.2.2.-3

4.- ¿El sistema de precalentamiento de aire cuenta con un ducto de desvío de aire (by pass)?

1.2.2.-4






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

5.- La sección fría del precalentador de aire gases es de acero inoxidable, tubos de vidrio ó tubos con recubrimiento vidriado.

1.2.2.-5

6.- ¿El precalentador cuentan con sopladores de hollín y con suministro de agua de lavado a través del soplador?

1.2.2-6

1.2.3 Ventiladores

1.- ¿El ventilador de tiro forzado está equipado con un silenciador?

1.2.3-1

2.- ¿Las envolventes de los ventiladores y sus accionadores son adecuados para operar a la intemperie?

1.2.3-2

3.- ¿Los accionadores de los ventiladores, operan con motor eléctrico?

1.2.3-3

1.2.4 Domos

1.- ¿Los domos de vapor están fabricados de acuerdo al código ASME secciones I, VIII división 1, y IX?

1.2.4-1

1.3.1 Línea de proceso

1.- Las tuberías de alimentación a calentador tienen un arreglo simétrico de acuerdo a los pasos del serpentín para evitar flujos preferenciales

1.3.1.-1

2.- ¿El calentador cuenta con sus hojas de especificaciones de tuberías?

Las hojas de especificaciones se administran como un documento controlado.

1.3.1.-2






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.- Las tuberías de alimentación al calentador y salida de estos cuentan con aislamiento térmico bajo los siguientes requisitos:

Para tuberías de 6” y mayores se utilizó colcha de lana de roca. Tabla A.1.a: Pág. 66 (ver NOM-009-1995).

Para tuberías de 4” y menores se utilizó preformado de lana de roca. Tabla A.1.b; Pág. 67 (ver NOM-009-1995).

Para temperaturas mayores a los 650 grados centígrados se utilizó perlita expandida. Tabla A.1.f Pág. 71(ver NOM-009-1995).

1.3.1.-3

4.- ¿Los ductos de los sistemas de precalentamiento de aire y el ventilador de tiro forzado e inducido cuentan con aislamiento con lana mineral de pH neutro con cubierta metálica y anclas?

1.3.1.-4

5.- Las bridas de las tuberías cuenta con figuras “8” para aislar y dar mantenimiento a líneas de: suministro, salidas y servicios auxiliares al calentador.

1.3.1-5


1.- ¿Se cuenta con una válvula de seguridad–alivio por falla descarga bloqueada en la línea de vapor sobrecalentado para proteger al serpentín del calentador?

1.3.2-1

1.3.3 Sistema de gas combustible

1-a.- ¿Se tienen arreglos de tuberías con filtros en la corriente de alimentación de gas combustible?

1.3.3-1






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

1-b.-¿El arreglo cuenta con dos filtros uno en servicio y otro en espera?

1.3.3-1

1.c.- ¿Los arreglos cuentan con indicadores locales de presión diferencial?

1.3.3-1

2.- ¿Cuenta con válvula de seguridad para protección por sobrepresión en la línea de gas combustible?

1.3.3-2


1.- Se cuenta con dos filtros en la corriente de alimentación, uno para operación normal y el otro de espera;

¿Los filtros tienen medidores de presión diferencial?

1.3.4.-1

2.- ¿Se cuenta con venas de calentamiento o trazas eléctricas en todo el circuito de combustóleo, para mantener manejable el combustible?

1.3.4.-2

3.- ¿Se cuenta con válvulas de corte en línea de suministro de combustóleo?

1.3.4.-3

4.- ¿Se cuenta con una línea de vapor de atomización de media presión para reducir el combustible líquido a una neblina fina y de esta manera facilitar su combustión?

1.3.4.-4

5.- ¿Se cuenta con una línea de retorno de combustóleo?

1.3.4-5

1.3.5 Líneas de vapor adicional

1.- Aplica para hornos de las plantas de destilación atmosférica, al vacío, de pirolisis y de procesos similares,

¿Cuentan con una línea de vapor anti-coque ó dilución

1.3.5.-1






Fecha: 06/06/2007

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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.- Aplica para los hornos de destilación al vacío, de pirolisis y de procesos similares,

¿Cuentan con una línea de vapor de media presión para descarbonizado de tubos?

1.3.5.-2

3.- ¿Se cuenta con una línea de vapor de apagado de media presión para situaciones de emergencia?

1.3.5.-3

4.- En caso de usar combustóleo, ¿Se cuenta con una línea de vapor de media presión sobrecalentado para remover el hollín u otro depósito de la superficie absorbente de calor en la sección de convección?

1.3.5.-4

5.- ¿Cuenta con trampas en líneas de vapor de baja y media presión?

1.3.5.-5

1.4.1 Sistema de fuerza

1.- ¿Se cumple con los requerimientos del NFPA 70, artículos 500 y 501, y con la clasificación de áreas existentes para lo siguiente?

Para el equipo y accesorios eléctricos.

La envolvente de motores.

Las cajas de conexiones utilizadas en la instalación eléctrica.

1.4.1-1

1.4.1-2

1.4.1-7

2.- ¿El tipo de aislamiento de los motores eléctricos, mostrada en la placa de datos, es F?

1.4.1-3

3.-¿La eficiencia de los motores eléctricos, mostrada en la placa de datos, está de acuerdo a la norma NOM-14-ENER-1997 para motores monofásicos y la norma NOM-016-ENER-2002 para motores trifásicos?

1.4.1-4






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

4.- ¿Todos los motores instalados en el calentador, tienen placa de datos?

4a-¿Los motores mayores de 75 H.P., tienen calentadores de espacio?

1.4.1-5

5.- ¿Todos los motores que operan a una tensión nominal de 4 160 V.C.A. ó de 13 800 V.C.A. están equipados con RTD´s

5a.- ¿La señal de los RTD´s, es enviada al Sistema de Control Digital?

1.4.1-6

6.- ¿Cuentan con el censo de protecciones de los equipos eléctricos?

¿Se cuenta con un programa de mantenimiento y pruebas?

¿Se cumple el programa de prueba de protecciones?

1.4.1-8

7.- ¿Todas las envolventes y canalizaciones de los equipos eléctricos y los accesorios, se encuentran firmemente interconectados?

1.4.1-9

8.- ¿Están los circuitos eléctricos claramente identificados con etiquetas indelebles?

1.4.1-10


1. ¿Tienen todos los equipos y dispositivos eléctricos su conexión de puesta a tierra, con cable de cobre desnudo y calibre 2 AWG?

1.4.2-1

2. ¿Los elementos no portadores de corriente, tienen conexión de puesta a tierra con cable de cobre desnudo y calibre 2 AWG?

1.4.2-2

3. ¿Para la conexión de puesta a tierra de los equipos se usan conectores mecánicos de cobre?

1.4.2-3






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3a.- ¿La interconexión entre conductores se realiza con conectores de compresión de cobre o soldables?

1.4.2-3


1.- ¿Tiene el calentador un sistema de Protección contra descargas eléctricas atmosféricas?

1a.- ¿Las puntas del sistema son sólidas de al menos 12.7 mm. de diámetro y 25 centímetros de longitud y los conductores son de cobre, calibre 2/0 o mayor?.

1.4.3-1

2.-. ¿Los conectores entre conductores del sistema de Protección contra descargas eléctricas atmosféricas, son mecánicos o de compresión?

1.4.3-2

3.- ¿Se encuentra el sistema de Protección contra descargas eléctricas atmosféricas, interconectado al sistema general de tierra?

1.4.3-3


1.- ¿Tienen las plataformas de operación del calentador un nivel de iluminación de 50 luxes, y las plataformas de inspección y de circulación tienen un nivel de iluminación de 20 luxes?

1.4.4-1

2.- ¿Cumple el sistema de alumbrado del calentador con la clasificación de áreas peligrosas existente?

2a.- ¿Los dispositivos del sistema de alumbrado, se encuentra adecuadamente marcado para la clase de atmósfera para la cual son adecuados?

1.4.4-2






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.- ¿Son las luminarias de vapor de sodio de alta presión a 220 V.C.A.?

1.4.4-3

4.- ¿Tiene el calentador luces de obstrucción distribuida e instaladas en forma adecuada?

4a.- ¿Cuenta el calentador con luces de obstrucción secundarias?

1.4.4-4

5.- El color de las luces de obstrucción, son de acuerdo a la altura del calentador, como lo establece la NOM-015-STC-3-1995?

1.4.4-5

1.4.5 Sistema de Receptáculos.

1.- ¿La distribución de receptáculos monofásicos es adecuada en el calentador, encontrándose a una distancia entre ellos de no más de 40 metros?

1a.- ¿Se encuentra instalado un receptáculo monofásico, cerca de la entrada-hombre del calentador?

1.4.5-1

2.- ¿La distribución de receptáculos trifásicos es adecuada en el calentador, encontrándose a una distancia entre ellos de no más de 40 metros?

2a.- ¿Se encuentra instalado un receptáculo trifásico, de 480 V.C.A., cerca de la entrada-hombre del calentador?

1.4.5-2

3.- ¿Son las envolventes de los receptáculos monofásicos y trifásicos, adecuadas para la clasificación de áreas existente en el lugar de la instalación?

1.4.5-3

4.- ¿Todas las envolventes de los receptáculos eléctricos y los accesorios, se encuentran firmemente interconectados?

1.4.5-4






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

5.- ¿El recubrimiento utilizado en las canalizaciones eléctricas, cumple con el tipo de atmósfera corrosiva presente en el lugar de la instalación?

1.4.5-5

6.- ¿Están los circuitos eléctricos claramente identificados con etiquetas indelebles?

1.4.5-6

1.5.1 Contraincendio

1.- La planta cuenta con una Red Contraincendio

Esta red contraincendio se encuentra presurizada al menos a 7.0 Kg/cm2 (100 psig).

1.5.1-1

2.- ¿Se cuenta con al menos dos extintores de polvo químico seco, de fácil localización y acceso?

2a.- Los extintores portátiles de polvo químico seco cercanos al calentador están:

cantidad: _________

capacidad: _______

tiene presión suficiente: _______

Esta vigente: __________

1.5.1-2

3. Hay Extintores portátiles de otro tipo cercanos al calentador (CO2, Espuma).

Tipo:

Cantidad:

Capacidad:

Tienen presión suficiente:

Esta vigente:

1.5.1-2






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EFECTUO / SUPERVISO

(3)

4. Hay Extintores montados sobre ruedas cercanos al calentador.

Cantidad: ____________

Capacidad: _______________

Tienen presión suficiente: _____________

Esta vigente: ________________

1.5.1-2

5.- ¿Se cuenta con al menos dos Hidrantes-Monitor, ubicados de tal manera que cubran la zona del calentador con mayor probabilidad de fuego*?

1.5.1-3

6.- El calentador cuenta con un sistema de aspersión a base de agua ó una cortina de vapor

6a.- El sistema de Cortina de Vapor está conectado a algún cabezal de vapor de baja presión.

1.5.1-4

1.5.2 Seguridad

1. ¿La planta cuenta con sistema de detección de fuego y gas así como de contra incendio independiente del Sistema de Control Distribuido (SCD) y del Sistema de Paro de Emergencia (ESD) (exclusivo para gas y fuego en la planta)?

1.5.2-1

2. El sistema de fuego y gas cuenta con el estudio de riesgos bajo el cual fue diseñado.

2a.- ¿La ubicación, tipo, cantidad y filosofía de operación del sistema de F&G (incluyendo detectores de gas combustible, gas tóxico, humo/flama, alarmas, estaciones manuales de alarma y sistemas de comunicación, están acorde al estudio e ingeniería de detalle

1.5.2-2






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3. ¿Se cuenta al menos con una alarma visual/sonora cerca del área del calentador ubicada de tal forma que sea vista y escuchada fácilmente por el personal?

1.5.2-3

4 ¿Hay Botones de emergencia cerca del calentador?

4a.-¿Envían la señal de alarma al tablero de control de gas y fuego?

1.5.2-4

5.- Hay letrero de seguridad cerca del calentador donde se indique la localización de:

Extintor portátil:

Botón de emergencia:

1.5.2-5

COMENTARIOS / OBSERVACIONES (4)

NOTAS:

(1) En este espacio se indica la actividad a verificar su cumplimiento, cuando se solicite es necesario poner los valores de referencia máx., mín. o el que marque la norma y el valor medido el día de la inspección,

(2) Clave del lineamiento que se relacione con el requerimiento. (3) Nombre y/o firma de la persona que efectuó la inspección y el nombre y firma

de la persona que superviso. (4) En caso necesario se usara para explicar a mayor detalle desviaciones

detectadas.






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11.2 – LV-02-A.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA DE MEDICIÓN Y CONTROL CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO DE TIRO NATURAL.


CLAVE DE EQUIPO

EFECTUO

SERVICIO REVISO



(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.1.1 TEMPERATURA

1.-Medición de temperatura en superficie de tubos. Número de termoskines por paso deben ser tres (3)

2.1.1-1

2- Indicación de temperatura en caja del calentador A) En zona de radiación

2.1.1-2

3. Indicación de temperatura en caja del calentador B) En zona de convección

2.1.1-3

4. Indicación de temperatura en caja del calentador C) En chimenea.

2.1.1-4

5. Indicador de temperatura del proceso en la entrada del horno.

2.1.1-5

6. Indicador de temperatura del proceso a la salida del horno ( en cada serpentín)

2.1.1-6

7. Indicador de temperatura en la unión de las salidas de proceso.

2.1.1-7

8. Indicador de temperatura en el crossover de la sección de convección a la sección de radiación.

2.1.1-8

9. Indicador de temperatura del combustóleo

2.1.1-9






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

10. Control de temperatura del flujo calentado en la salida del calentador.

2.1.1-10

2.1.2 PRESIÓN

1. Indicación de presión en cada serpentín a la entrada del proceso.

2.1.2-1

2. Indicación de presión a la salida en cada serpentín del proceso

2.1.2-2

3. Control e Indicación de presión del gas combustible

2.1.2-3

4. Indicador de presión de gas a quemadores.

2.1.2-4

5. Indicador de presión de gas a pilotos. 2.1.2-5

6. Control e Indicador de presión del combustóleo

2.1.2-6

7. Indicador de presión en el vapor de atomización.

2.1.2-7

8. Control de Presión Diferencial entre el vapor y combustóleo.

2.1.2-8

2.1.3 TIRO

1. Indicador de tiro en el horno 2.1.3-1

2. Control del tiro, por la mampara de la chimenea del horno.

2.1.3-2

2.1.4 FLUJO

1. Control y medición de flujo a la entrada de cada serpentín de proceso

2.1.4-1

2. Medición del flujo de gas combustible 2.1.4-2

3. Medición del flujo del vapor de atomización

2.1.4-3

4. Medición de flujo de entrada y salida de combustóleo

2.1.4-4

2.1.5 MISCELANEOS

1. Analizador de Oxígeno 2.1.5-1

2. Medición del poder calorífico del gas. 2.1.5-2






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11.3 – LV-02-B.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA DE MEDICIÓN Y CONTROL CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO QUE CUENTEN CON PRECALENTADOR DE AIRE.


CLAVE DE EQUIPO EFECTUO

SERVICIO REVISO



(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.2.1TEMPERATURA.

1.- Temperatura de aire descarga tiro forzado.

2.2.1-1

2. Temperatura salida aire del serpentín de vapor del precalentador de aire.

2.2.1-2

3. Temperatura salida aire del precalentador de aire.

2.2.1-3

4. Temperatura aire en ducto después desvío precalentador.

2.2.1-4

5 Temperatura gases de combustión al precalentador de aire.

2.2.1-5

6. Temperatura salida gases de combustión del precalentador de aire.

2.2.1-6

7 Temperatura en precalentador de aire 2.2.1-7

2.2.2.PRESIÓN

1 Presión descarga tiro forzado 2.2.2-1

2.-.Presión aire en ducto antes de mampara de control de aire.

2.2.2-2






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3. Control de presión en cámara de combustión del horno, mediante control en mamparas de la succión del ventilador de tiro inducido y de la de chimenea.

2.2.2-3

4 Indicación de presión gases de combustión en la entrada del precalentador de aire.

2.2.2-4

5 Indicación de presión gases de combustión en salida del precalentador de aire.

2.2.2-5

6.Indicación de presión descarga ventilador tiro inducido

2.2.2-6

7.Indicación de presión del vapor a serpentín del precalentador

2.2.2-7

2.2.3. FLUJO

1. Control y Medición del flujo de aire de combustión.

2.2.3-1

2. Indicación flujo de vapor a serpentín de vapor antes del precalentador de aire.

2.2.3-2

2.2.4. MAMPARAS

1. Mampara desvío precalentador lado aire. 2.2.4-1

2. Mampara para control de aire a cámara de combustión.

2.2.4-2

3. Mampara para control de succión de gases de combustión del ventilador de tiro inducido.

2.2.4-3

4. Mampara para control de tiro en Chimenea.

2.2.4-4

5. Control y medición de la relación combustible / aire.

2.2.4-5






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

6. Cuando se quema gas y combustóleo se debe contar con un control de relación entre ambos combustibles.

2.2.4-6

COMENTARIOS / OBSERVACIONES (4)

NOTAS:

(1) En este espacio se indica la actividad a verificar su cumplimiento, cuando se solicite es necesario poner los valores de referencia máx., mín. o el que marque la norma y el valor medido el día de la inspección,

(2) Clave del lineamiento que se relacione con el requerimiento. (3) Nombre y/o firma de la persona que efectuó la inspección y el nombre y firma

de la persona que superviso. (4) En caso necesario se usara para explicar a mayor detalle desviaciones

detectadas.






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11.4 – LV-02-C.- LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSTRUMENTACIÓN MÍNIMA DE MEDICIÓN Y CONTROL CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS HORNOS DE PIROLISIS.



SERVICIO REVISO



(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.3.1TEMPERATURA.

1.-Medición de temperatura en superficie de tubos.

2.3.1-1

2. Indicación de temperatura en caja del calentador A) En zona de radiación

2.3.1-2

3. Indicación de temperatura en caja del calentador B) En zona de convección

2.3.1-3

4. Indicación de temperatura en caja del calentador C) En chimenea.

2.3.1-4

5. Indicador de temperatura del proceso en la entrada del horno

2.3.1-5

6. Indicador de temperatura del proceso a la salida del horno.( en cada serpentín)

2.3.1-6

7. Indicador de temperatura en el crossover de la sección de convección a la sección de radiación

2.3-1-7

8. Control de temperatura del flujo calentado en la salida del calentador.

2.3.1-8

2.3.2 PRESIÓN.

1. Indicación de presión en cada serpentín a la entrada del proceso

2.3.2-1






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2. Indicación de presión a la salida en cada serpentín del proceso

2.3.2-2

3. Control de presión del gas combustible 2.3.2-3

4. Indicador de presión de gas a quemadores.

2.3.2-4

5. Indicador de presión de gas a pilotos. 2.3.2-5

2.3.3 TIRO.

1. Indicador de tiro en el horno 2.3.3-1

2. Control del tiro, por la mampara de la chimenea del horno.

2.3.3-2

2.3.4 FLUJO.

1. Control y medición de flujo a la entrada de cada serpentín de proceso

2.3-4-1

2. Medición del flujo de gas combustible 2.3.4-2

2.3.5 MISCELANEOS.

1. Analizador de Oxígeno 2.3.5-1

2. Medición del poder calorífico del gas. 2.3.5-2

COMENTARIOS / OBSERVACIONES






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11.5 – LV-03A.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA PARA PROTECCIÓN CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS CALENTADORES A FUEGO DIRECTO DE TIRO NATURAL.



SERVICIO REVISO



(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.1.1 PRESIÓN.

1.-Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a quemadores

3.1.1-1

2.-Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a pilotos.

3.1.1-2

3.-Alarma y disparo por alta presión en gas combustible a quemadores.

3.1.1-3

4.-Alarma y disparo por baja presión en combustóleo.

3.1.1-4

5.-Alarma y disparo por alta presión en combustóleo.

3.1.1-5

6.-Alarma y disparo por baja presión diferencial entre vapor / combustóleo.

3.1.1-6

7.-Alarma por alta y baja presión de tiro 3.1.1-7

8.-Alarma y disparo por alta presión en la caja del horno.

3.1.1-8

9.-Alarma por baja presión en caja del horno 3.1.1-9

3.1.2 Temperatura

1.-Alarma por baja temperatura en el combustóleo

3.1.2-1






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.-Alarma por alta temperatura en el fluido calentado

3.1.2-2

3.-Alarma por alta temperatura en superficie de tubos

3.1.2-3

4.-Alarma para baja/alta temperatura en chimenea 3.1.2-4

3.1.3 Flujo

1.-Alarma y disparo por bajo flujo en la carga 3.1.3-1

3.1.4 Generales

1.-Se tiene independencia entre la instrumentación de medición y control de los sistemas de protección en cuanto a:

Elementos primarios de medición.

Transmisores y líneas de transmisión.

Hardware que efectúa la lógica.

UPS´s de respaldo.

Elemento final.

3.1.4-1

2.-Las válvulas solenoides son del tipo restablecimiento manual

3.1.4-2

3.-Se cuenta con un botón remoto que permita parar el horno en forma segura. 3.1.4-3

4.-Las válvulas solenoides para actuar las válvulas de corte de combustibles son redundantes para mejorar la seguridad integral del sistema (Ver en soporte normativo el diagrama de conexión).

3.1.4-4

5.-Los sistema de corte de gas a quemadores y pilotos cuentan con:

Doble válvula de bloqueo en líneas de gas combustible.

Válvula de venteo conectada al desfogue.

3.1.4-5

6.-Las válvulas de corte cuentan con los dispositivos necesarios que permitan realizar pruebas de funcionamiento en línea.

3.1.4-6






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

7.-Alarma y paro del calentador por falla de flama bajo las siguientes condiciones: • Cuando se tiene un solo quemador • Cuando el hogar del horno está presurizado

3.1.4-7

8.-Se cuenta con el análisis de peligros y operabilidad (HAZOP).

3.1.4-8

9.-El análisis HAZOP cuenta dentro de su alcance el revisar, verificar y validar el sistema instrumentado de seguridad instalado en el calentador.

3.1.4-9

10.-¿El análisis HAZOP incluye y/o mencionar cada función instrumentada de seguridad.? Las funciones instrumentadas de seguridad son adecuadas a la desviación analizada y como salvaguarda atienda a la causa que dio origen a la desviación bajo estudio y/o mitigue la o las consecuencias asociadas.?

3.1.4-10

11.-¿Se cuenta con el estudio de determinación del nivel de integridad de seguridad requerido para lograr el objetivo de reducción de riesgo? ¿Bajo que normatividad se efectuó?

3.1.4-11







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11.6 – LV-03B.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA PARA PROTECCIÓN QUE DEBE TENER EL SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE.



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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.2.1 PRESIÓN.


3.2.1-1

2.-Alarma por baja presión en la caja del horno

3.2.1-2

3.-Alarma y disparo por baja presión de aire para combustión.(El disparo será cuando el calentador no esté equipado para operación alterna por tiro natural

3.2.1-3

4.-Alarma por alta presión en gases de combustión en caja del horno

3.2.1-4

3.2.2.Temperatura

1.-Alarma por baja temperatura en salida de aire del serpentín de calentamiento.

3.2.2-1

2.-Alarma y disparo por alta temperatura gases de combustión en la succión ventilador tiro inducido.

3.2.2-2

3.-Alarma por alta temperatura de gases de combustión a la entrada del precalentador

3.2.2-3

4.-Alarmas por alta y baja temperatura en gases de combustión en la salida del precalentador de aire.

3.2.2-4

3.2.3 Flujo

1.-Alarma por bajo flujo de aire de combustión 3.2.3-1






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EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.2.4 Otras Protecciones

1.-Alarma por pérdida de aire de instrumentos y corriente eléctrica

3.2.4-1

2.-Alarma de apertura de mampara de chimenea del horno

3.2.4-2

3.-Alarma por falla o paro del ventilador (Protecciones propias del motor ventilador) de tiro inducido

3.2.4-3

4.-Alarma por falla o paro del ventilador (Protecciones propias del motor ventilador) de tiro forzado

3.2.4-4

5.-Alarma por apertura de mampara de entrada de aire a caja de viento

3.2.4-5







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11.7 – LV-03C.- INSTRUMENTACIÓN MINIMA PARA PROTECCIÓN CON LA QUE DEBEN CONTAR LOS HORNOS DE PIROLISIS.



SERVICIO REVISO



(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.3.1 Presión.

1.-Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a quemadores

3.3.1-1

2.-Alarma y disparo por baja presión en gas combustible a pilotos

3.3.1-2

3.-Alarma y disparo por alta presión en gas combustible a quemadores.

3.3.1-3

4.-Alarma por alta y baja presión de tiro 3.3.1-4


3.3.1-5

6.-Alarma por baja presión en caja del horno

3.3.1-6

3.3.2 Temperatura

1.-Alarma por alta temperatura en el fluido calentado

3.3.2-1

2.-Alarma por alta temperatura en superficie de tubos

3.3.2-2

3.-Alarma de baja/alta temperatura en chimenea

3.3.2-3

3.3.3 Flujo

1.-Alarma y disparo por bajo flujo en la carga 3.3.3-1






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

3.3.4 Generales

1.-Se tiene independencia entre la instrumentación de medición y control de los sistemas de protección en cuanto a: Elementos primarios de medición. Transmisores y líneas de transmisión. Hardware que efectúa la lógica. UPS´s de respaldo. Elemento final.

3.3.4-1

2.-Las válvulas solenoides son del tipo restablecimiento manual

3.3.4-2

3.-Los sistema de corte de gas a quemadores y pilotos cuentan con:

Doble válvula de bloqueo en líneas de gas combustible. Válvula de venteo conectada al desfogue

3.3.4-3

4.-Se cuenta con un botón remoto que permita parar el horno en forma segura.

3.3.4-4

5.-Las válvulas solenoides para actuar las válvulas de corte de combustibles son redundantes para mejorar la seguridad integral del sistema (Ver en soporte normativo el diagrama de conexión).

3.3.4-5

6.-Se cuenta con el análisis de peligros y operabilidad (HAZOP).

3.3.4-6

7.-El análisis HAZOP cuenta dentro de su alcance el revisar, verificar y validar el sistema instrumentado de seguridad instalado en el calentador.

3.3.4-7






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

8.-El análisis HAZOP incluye y/o mencionar cada función instrumentada de seguridad ?. Las funciones instrumentadas de seguridad son adecuadas a la desviación analizada y como salvaguarda atienda a la causa que dio origen a la desviación bajo estudio y/o mitigue la o las consecuencias asociadas ?.

3.3.4-8

9.-¿Se cuenta con el estudio de determinación del nivel de integridad de seguridad requerido para lograr el objetivo de reducción de riesgo? ¿Bajo que normatividad se determinó el nivel SIL?

3.3.4-9

10.-Se encuentra validado el sistema instrumentado de seguridad.

3.3.4-10







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11.8 LV-04 LISTA DE VERIFICACIÓN PARA ENTREGA DE CALENTADORES A FUEGO DIRECTO A INSPECCIÓN Y /O MANTENIMIENTO.



SERVICIO REVISO



(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

Serpentines de Zona de Radiación (Proceso)

1.-Bloquear serpentines de proceso 4.2.1

2.-Lavar serpentines de proceso con algún hidrocarburo ligero y vaciarlos a "slop".

4.2.2

3.-Colocar juntas ciegas en cabezales de entrada de serpentines de proceso.

4.2.3

4.-Soplar serpentines e inertizarlos pasando su contenido al equipo corriente abajo.

4.2.4

5.-Vaporizar serpentines de proceso o usar nitrógeno para soplar e inertizarlos según aplique.

4.2.5

6.-Neutralizar serpentines de acuerdo a instrucciones en manual de operación.

4.2.6

7.-Colocar juntas ciegas en cabezales de salida de serpentines de proceso.

4.2.7

Serpentines de Zona de Convección

1.-Vaporizar serpentines de convección.

4.2.8

2.- Tomar muestra el vapor del efluente. ¿No existe evidencia de presencia de hidrocarburos en el vapor?

4.2.9

3.-Colocar juntas ciegas en salida de serpentines de convección una vez que estén limpios.

4.2.9






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(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

Sistema de Combustibles

1.-Bloquear las válvulas de gas y/o combustóleo a quemadores.

4.2.10

2.-Bloquear las válvulas de gas a pilotos. 4.2.11

3.-Mandar a desfogue o quemar gas entrampado en líneas a quemadores.

4.2.11

4.-Quemar combustóleo remanente en líneas por medio de sus respectivos quemadores.

4.2.11

5.-Colocar juntas ciegas en cabezales de gas a quemadores y pilotos.

4.2.12

Hogar

1.-Vaporizar el hogar. 4.2.13

2.-Abrir totalmente la caja de vientos y mirillas del hogar.

4.2.14

3.-Abrir totalmente la mampara de la chimenea.

4.2.15

4.-El hogar debe estar a temperatura ambiente.

4.2.16

5.-Realizar pruebas de explosividad en el hogar.

4.2.17

6.-La concentración de hidrocarburos debe ser inferior al 25 % de su LEL.

4.2.18

Sopladores de tiro forzado y tiro inducido

1.-Desenergizar el arrancador del motor eléctrico del soplador de tiro forzado, colocarle candado.

4.2.19

2.-Desenergizar el arrancador del motor eléctrico del soplador de tiro inducido, colocarle candado.

4.2.20

Precalentador de aire

1.-Cerrar las válvulas de vapor al precalentador del aire a quemadores.

4.2.21






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(2) C NC NA

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(3)

2.-Colocar juntas ciegas en línea de vapor al paquete de precalentamiento de aire a quemadores.

4.2.22

3.-Bloquear instrumentación. 4.2.23

4.- Verificar se elaboré una “Acta de Entrega -Recepción del Calentador” donde se asiente que se corroboró que el equipo se encuentra en condiciones seguras para su inspección y/o mantenimiento.

4.3







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11.9.- LV-05 LISTA DE VERIFICACIÓN PARA RECEPCIÓN DE CALENTADORES A FUEGO DIRECTO DESPUÉS DE SU INSPECCIÓN Y/O MANTENIMIENTO.



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(3)

5.1 Inspección externa del calentador.

Estructural.

1.-Verificar que se hayan concluido los trabajos de mantenimiento y/o inspección

5.1.1-1

2.-Verificar limpieza y orden en todas las áreas del calentador tanto en los interiores como exteriores de este. No deben existir andamios, tubería provisional, etc.

5.1.1-1

3.- Verificar la integridad eléctrica del área: No deben de existir conexiones o cableados provisionales, debe estar completa toda la tubería y su soportaría, y cerrados registros y cajas eléctricas.

5.1.1-1

4.- Verificar que las terminales estén, ya sea libres para expansión o ancladas de acuerdo a los dibujos de diseño.

5.1.1-2

5.- Para el sistema de precalentamiento de aire, verificar que todas las juntas de los ductos y juntas de expansión puedan operar libremente, lo que significa que todas las abrazaderas y refuerzos temporales sean removidos.

5.1.1-3

6.- Verificar que todas las bridas ciegas y guías de deslizamiento de las guillotinas (bridas de aislamiento) estén operando y abiertas.

5.1.1-4






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(3)

Palometas (dampers) de ducto y chimenea.

1.- En unidades equipadas con palometas, la posición de completamente cerrada y totalmente abierta debe ser verificada visualmente y marcada.

El movimiento de la palometa debe ser libre y sin obstrucciones, y es indispensable que la posición de "Totalmente abierta" sea de acuerdo a lo que se muestra en los dibujos respectivos.

5.1.2-1

2.- Cuando las palometas (dampers) son controladas por operadores neumáticos, verifique que el operador/posicionador mueva las paletas en la dirección correcta, partiendo desde la posición abierta hacia la posición de completamente cerrada. El indicador-actuador debe indicar la posición de la palometa correctamente. Esto deberá se debe verificar desde el cuarto de control y desde la estación de control local. Todos los eslabones deberán permitir un completo recorrido o rotación.

5.1.2-2

Instrumentación.

1.- Verificar libertad de tomas de los instrumentos. (Las tomas pegadas al cuerpo del calentador verificar que no estén obstruidas con refractario.)

5.1.3

5.2.4-3

2.- Se probó la instrumentación de medición y control.

Se verifico la correcta operación de las válvulas.

5.1.3

5.2.4-3

3.- Se simularon y probaron los sistemas de protección:

A) Paro de emergencia.

B) Fuego y Gas.

5.1.3

5.2.4-3






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(3)

Soplado de tubos (Blowing-out tubes).

1.-Verificar que los tubos estén limpios y libres de obstrucción.

5.1.4

2.-Se efectúo prueba hidrostática a los tubos y los resultados son satisfactorios.

5.1.4

3.-Se efectuó el soplado para eliminar la humedad.

5.1.4

4.-Se cuenta con los reportes de inspección y mantenimiento.

5.1.4

5.-Verificar que no existen trabajos pendientes o desviaciones sin atender manifestados en los reportes de inspección y/o mantenimiento.

5.1.4

Cabezales

1.- Verificar la no existencia de fugas en los cabezales.

5.1.5

2.- Posterior a la verificación de fugas, instalar la cubierta de la caja de cabezales y asegurarse de que estén instalados de manera adecuada y bien atornillados.

5.1.5

Puntos de muestreo

1.- Se deben verificar que todas las conexiones de acoplamientos y bridas para tiro o conexiones de termopares no utilizadas, estén selladas.

5.1.6

Quemadores

1.- Verificar la posición de los quemadores, comparándola con los dibujos del fabricante. Asegurarse que las boquillas del quemador y/o arañas estén colocadas correctamente y que la tubería de conexión permita un adecuado alineamiento vertical de la boquilla y núcleo del quemador.

5.1.7-1






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(3)

2.-Asegurarse de que todos los registros de aire y palometas funcionen libremente y que los controles indiquen la correcta posición.

5.1.7-2

3.-Verificar que toda la tubería del quemador, fue soplada con aire/nitrógeno comprimido. Esto es de particular importancia en los equipos que queman combustóleo. Antes de que se circule el combustóleo o el vapor, y teniendo las boquillas del quemador y los orificios de mezclado desconectados, la tubería del quemador debe ser soplada completamente. Ambas líneas de combustóleo y de vapor deben ser tratadas de esta forma. En unidades de multiquemadores alimentados desde un solo cabezal, cada quemador debe ser soplado independientemente. Con el propósito de asegurar la calidad del soplado, deben utilizarse placas de cobre pulidas que sirvan como testigos del impacto de las partículas que se desprendan durante el mismo. Cuando la placa permanezca prácticamente sin impactos severos se da por concluido el soplado.

5.1.7-3

4.-Verificar para los sistemas de combustóleo, que sus líneas estén aisladas y con el sistema de trazas de vapor o trazas eléctricas operando correctamente.

5.1.7-4

5.-Si se intervinieron las líneas de gas deberá hacerse una prueba de presión para verificar hermeticidad de estas.

5.1.7-5

6.- Verificar que toda la tubería y accesorios estén soportados adecuadamente.

5.1.7-6






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(3)

Sopladores de hollín.

1.- Verificar que todos los sopladores de hollín, hayan sido reinstalados

5.1.8-1

2.- Verificar la correcta operación de los sopladores de hollín, tanto en forma manual como automática.

5.1.8-2

Precalentadores de Aire.

1.- Existen varios tipos de precalentadores de aire tales como los regenerativos o recuperativos. Para los calentadores que cuenten con este sistema, y que hayan sido intervenidos deberá hacerse uso del manual de instalación del proveedor para verificar su adecuada reinstalación. Verificar que todas las juntas estén herméticamente selladas, para lo cual utilizar masking tape cubriendo las juntas, y practicarle un pequeño orificio en la parte superior para que con solución jabonosa se determine la posible fuga o falta de hermeticidad.

5.1.9-1

5.2 Inspección interna del calentador

Partes de presión (serpentines).

1.- Verificar que todos los refuerzos temporales, los cables y cualquier bloqueo, hayan sido removidos. Revisar las cajas de cabezales de los serpentines tanto de radiación como de convección.

5.2.1-1

2.- Verificar que todos los soportes de tubería y guías estén instalados de manera adecuada.

5.2.1-2

3.- Verificar que exista espacio suficiente disponible para acomodar las expansiones de los serpentines.

5.2.1-3






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(3)

Refractarios.

1.- Verificar la integridad del refractario de la zona de radiación, de la chimenea, y el de la zona de convección.

5.2.2-1

2.- Verificar la integridad del refractario en la zona de radiación, asegurándose de que todas las juntas de construcción estén empacadas y no se tenga estructura de acero o coraza expuesta al calor.

5.2.2-2

Quemadores.

1.- Inspeccionar cada quemador para verificar que todos los pilotos y boquillas de gas y combustóleo se encuentren limpias, que las cubiertas plásticas de protección y las cubiertas de cinta de protección que se les colocaron sean removidas y que las boquillas se encuentren instaladas y orientadas adecuadamente.

5.2.3-1

2.- Verificar que las baldosas de los quemadores estén instalados adecuadamente y que no estén rotas. Todos los componentes del quemador deben de estar libres de suciedad. El espacio existente entre la baldosa del quemador y el refractario del piso debe estar sellado con fibra cerámica, a menos que el fabricante del quemador requiera que este espacio deba dejarse abierto. Consultar para referencia, el dibujo del quemador.

5.2.3-2

General.

1.- Todos los materiales usados por mantenimiento, tales como andamios, escaleras, herramientas, materiales de aislamiento, carretes de tuberías, estructura de acero, formas de madera y cartón, juntas ciegas, etc., deben removerse totalmente.

5.2.4-1






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REQUERIMIENTO: (1) LINEAMIENTO (2)

C NC NA EFECTUO / SUPERVISO

(3)

2.-Después de la inspección final, todas las entradas y puertas de acceso deben ser cerradas.

5.2.4-2

5.-Verificar se elaboré una “Acta de Recepción del Calentador” donde se asiente que se corroboró que el equipo se encuentra en condiciones de volver a entrar nuevamente en servicio.

5.3

La lista de verificación está basada en el API-RP-576 Inspection of fire boilers and heaters.







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11.10.- LV-06A LISTA DE VERIFICACIÓN PARA INSPECCIÓN DE CALENTADORES EN OPERACIÓN. 6.- Lineamientos para inspección de calentadores en operación



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(3)

Hogar y cuerpo:

1.- Inspección visual del hogar de los calentadores:

¿Se observan tubos con sobrecalentamiento?.

¿Se observan tubos flexionados?

¿Se observan tubos con protuberancias, pandeo, desalineamiento, abombamiento, decoloración localizada o fuga?

¿Se observan soportes dañados?

¿Se observan soportes con sobrecalentamiento?

¿Se observa sobrecalentamiento o desprendimiento de refractario?

¿Existe refractario en el piso?

¿Existe refractario en los quemadores?

6.1-1






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(3)

2.- Inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes:

¿Se observa sobrecalentamiento en la superficie externa del calentador y en la chimenea?.

¿La pintura esta desprendida?

¿Se observan superficies oxidadas?

¿La pintura está libre de quemaduras?

¿Las láminas del cuerpo están sin deformación o abolsamientos por fatiga ante el desprendimiento del refractario interno?

¿Las viguetas de la estructura de soporte están en buenas condiciones, sin evidencia de corrosión o daño físico?

¿Las mirillas de inspección del horno están operables y/o con sus cristales en buenas condiciones?

¿Los cristales de las mirillas están limpios?

Las tuberías externas tienen toda su soporteria y no presentan daños.

Se detectan desalineamientos, deformaciones, resortes vencidos, interferencias, restricciones a la expansión térmica fuera de diseño en el sistema de soportes y dispositivos de pre-carga y compensación de la tubería.

6.1-2

3.- Los reportes de inspección con termografia muestran puntos calientes en los tubos, soportes o refractario.

6.1-3

4.- Los reportes de inspección con termografia muestran puntos calientes en cubierta externa y chimenea.

6.1-4






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(3)

5.-Inspección visual en tubería y arreglos de nipleria:

Los niples de la tubería de entrada y salida están en buenas condiciones (tienen tapones, válvulas de bloqueo en buen estado)?

Las tuberías de salida del horno tienen en buen estado su aislamiento?

No se detectan fugas en las uniones bridadas de entrada/salida y arreglos de nipleria?

No se detectan fugas en los rolados de los retornos de zona de convección.

Plataformas y escaleras

1. ¿Las escaleras de acceso tienen su estructura sin corrosión, (largueras, guarda y peldaños?

6.1-6

2. La plataforma cuenta con su puerta de seguridad en la parte superior de la escalera, barandal y rodapié.

6.1-6

3. La plataforma está completa sin láminas o rejillas corroídas o deformadas.

6.1.6

Quemadores

1.- ¿Los quemadores y pilotos están bien orientados?

6.1-7

2.- ¿Los quemadores y pilotos están sin obstrucciones?

6.1-7

3.- ¿El color de la flama es acorde con el combustible que se está quemando?

6.1-7






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(3)

Nota:Para gas combustible: la flama es azul, con crestas de color amarillo.

Para combustóleo: la flama es amarillo limpio

No debe observarse humo al interior del calentador

6.1-7

4.- ¿Se presenta incidencia de flama en los tubos, soportes o refractario?

¿La forma y altura de la flama es acorde con las dimensiones de la sección de radiación del calentador.?

6.1-7

5.- ¿Se observa humo en los gases a la salida de la chimenea?

6.1-7

6.- ¿El patrón de liberación de calor es uniforme?

Número total de quemadores en el calentador:____

Quemadores con gas:____

Quemadores con combustóleo:____

Quemadores fuera de operación:____

Hacer un croquis del arreglo de los quemadores, indicando quemadores apagados y en operación.

6.1-7

7.-Las compuertas de entrada de aire funcionan correctamente.

6.1-7

8.-Las válvulas de bloqueo de los quemadores operan sin fugas y tienen maneral.

6.1-7

9.- ¿Los pilotos se encuentran encendidos?

¿La flama del piloto es estable?

6.1-8






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(3)

Revisión de variables de operación y verificación de operación dentro de límites seguros.

1.- ¿Medición del contenido de oxígeno en los gases de combustión?

¿Cuenta con analizador continuo de oxígeno?

Límites:

Gas combustible De 2 a 4% de oxígeno (10 al 20% de exceso de aire).

Combustóleo: Del 3 al 5% de oxigeno (Del 15 al 30% de exceso de aire)

6.1-9

2.-¿La temperatura de gases en el puente y temperatura de gases en la chimenea, está dentro de los límites operativos?

6.1-10

3.- ¿Tiro en el puente del calentador?

De 0.05 pulg de H20 a 0.10 pulg de H20

¿El perfil de tiro a lo largo del calentador: piso, puente, antes y después del dámper están dentro de los límites operativos?

¿El dispositivo para control de tiro está habilitado?.

6.1-11

4.-¿Las temperaturas de pared de tubo están dentro de los límites operativos?

6.1-12

5.-Verificar que la temperatura del combustóleo sea la requerida para que la viscosidad del combustóleo sea como máximo 200 SSU

La temperatura del combustóleo es típicamente mayor a 110 °C para que su viscosidad sea menor a 200 SSU.

6.1-13






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(3)

6.- Verificar que la diferencial de presión entre el vapor de atomización y el combustóleo sea de 2.1 kg/cm2 (30 psig).

6.1-14

7.-Las emisiones de contaminantes originados en los quemadores cumplen con la NOM-085-SEMARNAT-1994

NOx <= 375 ppm

PST<= 450 (1), 400 (2) y 350 (3) mg/m3

En función de la carga térmica (MMBtu/h): (1) menor a 40.7, (2) mayor a 40.7 y menor a 104.3 y (3) mayor a 104.3

6.1-15

Características de la carga y condiciones de proceso.

1.-Obtener la ó las propiedades que definan ó caractericen la carga (°API, SpGr, PM, curva de destilación, etc) para su comparación con la carga de diseño u operación típica.

¿Se opera dentro de los límites seguros del calentador?

6.1-16

2.-Carga a la planta (BPD)

Porcentaje de carga (%)

(Porcentaje de carga = Carga actual/carga de diseño)


6.1-17






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(3)

3.-Las temperaturas del fluido de proceso están dentro de los límites operativos:

A la entrada

A la salida

Delta T


6.1-18

4.- Las presiones del fluido de proceso están dentro de los límites operativos.

A la entrada

A la salida

Caída de presión


6.1-19

Instrumentación y sistemas de protección.

1. ¿El sistema de paro de emergencia está operando ? Verificar que no se encuentren: válvulas calzadas, transmisores simulados a un valor fijo de salida o bloqueados, lógicos de protección por by-pass, solenoides de-energizadas o desconectadas o calzadas y alarmas inhibidas.

6.1-20

2. ¿Los controles se encuentran operando en modo automático?

6.1-21

3. Se cuenta con todas las señales de medición y control operando correctamente.

6.1-21

4. ¿Las válvulas de control se encuentran operando correctamente? Verificar que no estén calzadas, operando por el directo o con los bloqueos semiabiertos.

6.1-22






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(3)

5.- ¿Los detectores y alarmas del sistema de F&G están operando?

6.1-23

6.-¿Está disponible el sistema de encendido automático?

6.1-24

Generales.

1. ¿No se tienen fugas por prenses de válvulas, bridas y conexiones?

6.1-25

2.- ¿Está operando correctamente el sistema de trazas de vapor o trazas eléctricas del circuito de combustóleo?

6.1-26

3.-¿ Los reportes de inspección con termografía muestran puntos calientes en los tableros de distribución eléctrica y tableros de alumbrado?.

6.1-27

4.- ¿Operan correctamente las luces indicadoras de estado de los equipos eléctricos, en los tableros?

6.1-28

5. ¿Los ventiladores están operando sin vibración y ruidos anómalos? ¿Los ventiladores cuentan con sus guardas para cople? El consumo de corriente de los motores de los ventiladores se encuentra dentro de límites seguros de operación.

6.1-29

6.- ¿Se encuentran los equipos eléctricos, accesorios y tuberías firmemente instalados?

¿Las cajas de conexión cuentan con todas sus tapas y están cerradas?

¿Las mangueras para conexiones eléctricas están completas y en buen estado?.

6.1.30






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(3)

7.-La instalación de equipos eléctricos cumple con la clasificación de área existente en el calentador.

6.1.31

8.-¿Los registros eléctricos subterráneos, se encuentren secos y libres de objetos extraños?

6.1-32

9.- ¿Todos los equipos eléctricos y cajas de conexiones instaladas en el calentador, se encuentran puestos a tierra?

¿La conexión de puesta a tierra de los equipos eléctricos instalados en el calentador, se encuentra firmemente atornillada o soldada?

¿La red de puesta a tierra del calentador, se encuentra interconectada a la red general de puesta a tierra de la planta?

¿Las áreas de contacto entre equipos/accesorios y los conectores de la red de puesta a tierra se encuentran libres de pintura, barniz, aislantes, oxidaciones o sulfataciones?

6.1.33

10.-¿Protege el sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas existente, completamente al calentador, aplicando método de esferas rodantes mencionado en norma NFPA- 780-2004?

6.1-34

11.-¿El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, se encuentra firmemente instalado?

.-¿Las terminales aéreas, conectores, conductores y medios de sujeción, utilizados en la instalación del sistema de protección contra descargas atmosféricas, cumplen con la norma N.F.P. A. 780-2004?

6.1-35






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(3)

12.- ¿El sistema de protección contra descargas eléctricas atmosféricas, se encuentra interconectado a la red general de puesta a tierra?

6.1-35

13.- ¿Funcionan correctamente todas las luminarias del sistema de alumbrado?

6.1-36

14.- ¿Funcionan correctamente de las luces de obstrucción?

6.1-37

15.-¿Funciona correctamente el sistema de fuerza ininterrumpible que alimenta a las luces de obstrucción?

6.1-38

16.- ¿El nivel del electrolito de las baterías del sistema de fuerza ininterrumpible, es el correcto?

6.1-38







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11.11 LV-06B LISTA DE VERIFICACIÓN PARA INSPECCIÓN DE CALENTADORES EN OPERACIÓN.



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(3)

Serpentines y hogar:

1.- Inspección visual del hogar de los calentadores:

¿Se observan tubos con sobrecalentamiento?

¿Se observan tubos flexionados?

¿Se observan tubos con protuberancias, pandeo, desalineamiento, abombamiento, decoloración localizada o fuga?

¿Se observan soportes dañados?

Se observan soportes con sobrecalentamiento?

¿Se observa sobrecalentamiento o desprendimiento de refractario?

¿Existe refractario en el piso?

¿Existe refractario en los quemadores?

6.2-1

2.- ¿Los resultados de la inspección con boroscopio y/o videocámara, reflejan daños internos y/o carbonización?

6.2-2

3.- ¿Los tubos de los serpentines tienen espesores de pared adecuados para continuar operando seguramente?

6.2-3

6.2-5

4.- ¿La medición de diámetros exteriores de los tubos del serpentín se encuentra con un crecimiento de diámetro por debajo del 3% del diámetro original?

6.2-4






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(3)

5.- ¿Los resultados de la inspección mediante diablo instrumentado, indican que los tubos de los serpentines tienen espesores de pared adecuados para continuar operando seguramente?

¿No se presentan daños por termofluencia?

6.2-6

6.- ¿Los resultados de la inspección radiográfica indican que los serpentines y retornos no tienen obstrucciones por coque?

6.2-7

7.- ¿La medición de dureza superficial en el exterior de tubos y accesorios y soldaduras, se encuentran dentro de especificación?

6.2-8

8.- ¿Los resultados de la inspección con líquidos penetrantes y partículas magnéticas en soldaduras no indican la presencia de fisuras e imperfecciones superficiales?

6.2-9

9.- ¿Mediante el análisis metalográfico se detecto que no existen cambios estructurales en el material?

6.2-10

10.- ¿Los termoskines (medidores de temperatura de pared de tubos) se encuentran midiendo correctamente?

¿ La unión entre el termoskin y tubo está firmemente soldada?.

¿ La inspección de la soldadura del termoskin con el tubo no se detectaron fallas en la soldadura?

6.2-11

11.- Los resultados de las pruebas magnéticas de la tubería austenitica indica que no se tiene carburización.

6.2-12

12.- Durante la prueba con martillo en los soportes interiores de los serpentines no

6.2-13






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presentan daños en su unión soldada.


(2) C NC NA

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(3)

13.- Se calculo la vida remanente de los tubos del serpentín de acuerdo al anexo “A” del código API-530 y el resultado es de: _______ años.

6.2-14

14.- Inspección visual interna de la

envolvente estructural y sus componentes:

¿Se observan columnas flexionadas?

¿Se observan vigas y trabes flexionadas?

6.2-15

15.- Inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes:

¿Se observa sobrecalentamiento en la superficie externa del calentador y en la chimenea?.

¿La pintura esta desprendida?

¿Se observan superficies oxidadas?

¿La pintura está libre de quemaduras?

¿Las láminas del cuerpo están sin deformación o abolsamientos por fatiga ante el desprendimiento del refractario interno?

¿Las viguetas de la estructura de soporte están en buenas condiciones, sin evidencia de corrosión o daño físico?

¿Las mirillas de inspección del horno están operables y/o con sus cristales en buenas condiciones?

¿Los cristales de las mirillas están limpios?

¿Las tuberías externas tienen toda su soporteria y no presentan daños.?

6.2.16






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(2) C NC NA

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(3)

Inspección visual externa de la envolvente estructural y sus componentes:

Se detectan desalineamientos, deformaciones, resortes vencidos, interferencias, restricciones a la expansión térmica fuera de diseño en el sistema de soportes y dispositivos de pre-carga y compensación de la tubería.

6.2.16

Plataformas y escaleras:

16.-¿Las escaleras de acceso tienen su estructura sin corrosión, (largueras, guarda y peldaños?

6.1-17

17.-La plataforma cuenta con su puerta de seguridad en la parte superior de la escalera, barandal y rodapié.

6.1-17

18.-La plataforma está completa sin láminas o rejillas corroídas o deformadas.

6.1.17

Caja de cabezales:

19.- ¿Las cajas de los cabezales se encuentran en buen estado e instaladas adecuadamente?

6.2-18

Mirillas, puertas de acceso y puertas de explosión:

1.- ¿Las mirillas de inspección del horno están operables y/o con sus cristales en buenas condiciones?

El empaque de la puerta de acceso está en buenas condiciones y correctamente instalado.

6.2-19

2.- Las puertas de explosión se encuentran operables.

6.2-20






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(2) C NC NA

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(3)

Refractario:

1.- ¿La variación del espesor del recubrimiento refractario es de ¼” o menor al que se especifica el plano de diseño?

6.2-21

2. La variación del espesor del recubrimiento refractario es superior en ½” o más a lo que marca el diseño.

6.2-21

3. ¿Existen grietas que tengan 1/8” de ancho o más y de más de 1” de profundidad?

6.2-21

4. ¿Existe refractario desprendido entre los tubos de la sección de convección, piso de radiación, convección (en caso de existir), piso de ductos y base o cenicero de chimeneas a piso?

6.2-21

5. ¿El refractario del piso está en buenas condiciones?

6.2-21

6. Durante la prueba con martillo (1 libre (450 gr)) el refractario se mantuvo integro (superficies cóncavas cada cada 60 cm, superficies planas cada 90 cm como máximo)

6.2-21

7. ¿El recubrimiento refractario cuenta con juntas de expansión?

8. El control de calidad de la instalación de recubrimientos refractarios monolíticos se efectúo con base al API RP 936.

6.2-22

Soportes de tubos intermedios y espejos:

1.- La soportería de tubos intermedios y espejos se encuentra en buen estado.

6.2-23






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Reguladores de tiro:

1.- Los reguladores de tiro (dampers) están operables.

6.2-24


(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

Ventiladores:

1.- Los ventiladores de tiro forzado y tiro inducido cuentan con sus cubre cople.

6.2-25

Sopladores de hollín:

1.- ¿Los sopladores de hollín están operables.?

Está en buen estado la soportería del sistema de sopladores de hollín.

No se tienen fugas de vapor en el sistema de los sopladores de hollín.

6.2-26

Precalentador de aire recuperativo y regenerativo:

1.- El resultado de la inspección del precalentador de aire recuperativo indica que está libre de corrosión, suciedad y/o daños.

6.2-27

2.- El resultado de la inspección del precalentador de aire regenrativo indica que está libre de corrosión, suciedad y/o daños.

6.2-28

Identificación de materiales

1.- En la identificación positiva de materiales, el material de tubos y codos corresponde a la aleación de diseño.

6.2-29

Zona de convección.

1. El aletado de la tubería está completo, mantiene su verticalidad y dentro de un rango de 15° como máximo.

6.2.30

2. El aletado está libre de obstrucciones que permitan el libre flujo de los gases de

6.2.30






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combustión.

3. El espesor de la tubería de la zona de convección está dentro de parámetros.

6.2.30


(2) C NC NA

EFECTUO / SUPERVISO

(3)

4.- Las puertas de protección de los retornos están completas y con su seguro de accionamiento.

6.2-30

Equipo eléctrico.

1. Los resultados de las pruebas de aislamiento a interruptores y transformadores de medición y control están dentro de parámetros de diseño.

6.2.31

2.- ¿Los resultado de las pruebas a unidades de energía ininterrumpible fueron aceptables?:

- Pruebas dinámicas: respaldo como mínimo 30 minutos.

– Al pasar por by-pass la UPS no se interrumpió la energía.

– La UPS opera sin alarmas presentes.

6.2-32

Hornos de pirolisis.

1.- Los resultados de la inspección de tubos reformadores y de pirolisis con ultrasonido de ondas de corte (ultrasonic shearwave) y ultrasonido de difracción tiempo-velocidad (TOFD – time-of-flight diffraction) no indican presencia de fisuras.

6.2-33







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ANEXO 3.

DTI´s de referencia






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DTI 1 “INSTRUMENTOS DEL CUERPO DEL CALENTADOR”






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DTI 2 “CIRCUITO DE CARGA AL CALENTADOR Y LINEAS PARA DESCOQUIZADO”






Fecha: 06/06/2007

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DTI 3 “CIRCUITO DE SOBRECALENTADOR DE VAPOR (SERVICIO ADICIONAL)”






Fecha: 06/06/2007

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DTI 4 CIRCUITO DE VAPOR ANTICOQUE

BA-100 NOTAS

CALENTADOR DE CARGA 1.- LA INSERCION DE LOS TERMOPARES DEBERA SER TAL QUE NO INTERFIERA EN EL PASO DEL FLUIDO

2.- APLICA A CARGAS PESADAS

3.- “H” LINEA CON AISLAMIENTO TÉRMICO






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DTI 5 CIRCUITO DE GAS COMBUSTIBLE AL CALENTADOR






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DTI 6 “CIRCUITO DE COMBUSTOLEO AL CALENTADOR”






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DTI-7






Fecha: 06/06/2007

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DTI 8






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DTI 9 “CONTROL DE COMBUSTIBLE AL CALENTADOR CON SISTEMA DE RECALENTAMIENTO DE AIRE (CASO DUAL GAS Y COMBUSTOLEO)

NOTAS: 1.- INSTRUMENTOS DE PROTECCION

DE ACUERDO A EAQUEMAS 5 Y 6






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DTI 10 INSTRUMENTACION DEL SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DEL CALENTADOR CASO GAS COMBUSTIBLE






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DTI 11 CONTROL DE COMBUSTIBLE AL CALENTADOR CON SISTEMAS DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE (CASO GAS COMBUSTIBLE)






Fecha: 06/06/2007

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DTI 12 INSTRUMENTACION DEL HORNO DE PIROLISIS (LINEAS DE PROCESO Y GAS COMBUSTIBLE)






Fecha: 06/06/2007

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DTI 13 “SISTEMA DE APAGADO DEL DECOQUIZADO EN HORNOS DE PIROLISIS”






Fecha: 06/06/2007

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ANEXO 4.

Lógica de referencia de los sistemas de protección






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LOGICO 1 “SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN CALENTADOR A FUEGO DIRECTO OPERANDO POR TIRO NATURAL”






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LOGICO 2 “SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN CALENTADOR A FUEGO DIRECTO OPERADO CON SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE (CASO COMBUSTIBLE GAS Y COMBUSTOLEO)






Fecha: 06/06/2007

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LOGICO 2 “SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN CALENTADOR A FUEGO DIRECTO OPERANDO CON SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE (CASO COMBUSTIBLE GAS Y COMBUSTOLEO)






Fecha: 06/06/2007

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LOGICO 3 “SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN CALENTADOR A FUEGO DIRECTO OPERANDO CON SISTEMA DE PRECALENTAMIENTO DE AIRE PARA EL CASO DONDE SE USA COMO COMBUSTIBLE SOLO GAS”






Fecha: 06/06/2007

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LOGICO 4 “SISTEMA DE PROTECCIONES DE UN HORNO DE PIROLISIS”

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