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DESCRIPCIÓN GENERAL
DEL PROCESO, OPERACIÓN Y CONTROL
DE LA UNIDAD DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC)
DE UNA REFINERÍA
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CONTENIDO
Página
1. Resumen del Proceso 3
2. Diagrama de Flujo del proceso 12
3. Química del Proceso 28
4. Tipo de Catalizador utilizado 40
5. Balance de masa y energía 54
6. Control de Procesos 58
7. Sistemas de Protección y Emergencia 72
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DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO, OPERACIÓN Y CONTROL DE LA UNIDAD
DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO DE UNA REFINERÍA
1. RESUMEN DEL PROCESO
La Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado de la Refinería está diseñada para procesar
una corriente de alimentación de 54000 BPD y 82 % de conversión.
El craqueo catalítico fluidizado (FCC) es un proceso en el que los productos excedentes
(gasóleos combinados) obtenidos por medio de los procesos primarios de destilación
(atmosférica y vacío), son convertidos en productos de mayor valor; tales como:
gasolinas, olefinas y residuales.
El proceso de craqueo catalítico fluidizado consiste en la desintegración de las moléculas
de gasóleo en presencia de un catalizador sólido en forma de partículas esféricas, el cual
se comporta como un fluido cuando se airea con vapor. De ahí el nombre de craqueo
catalítico fluidizado.
Características de las Reacciones:
Las reacciones tienen lugar en centros activos del catalizador.
Fase vapor, lo cual facilita la “migración” de reactantes hacia los centros activos.
Mecanismos de reacción complejos, involucra etapas de Difusión, Adsorción,
Desorción y la reacción química, en la superficie del catalizador.
Reacción química vía Iones Carbonio CH3+.
Velocidad de Craqueo: Olefinas > Isoparafinas > Parafinas > Aromáticos.
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Utilización de catalizador Sílica-Alúmina de elevada área superficial: 200 - 600 m2/gr.
Catalizador tipo Zeolita con elevada porosidad.
En éste proceso, durante la reacción de craqueo se produce coque (mezcla de carbono
e hidrógeno), el cual se adhiere a la superficie del catalizador contaminándolo, perdiendo
éste actividad; por lo tanto en el proceso de craqueo catalítico es necesario regenerar el
catalizador, para esto se quema este coque formado, y el catalizador puede ser utilizado
nuevamente en la reacciones.
El catalizador circula continuamente entre la zona de reacción (reactor) y la zona de
regeneración (regenerador) actuando como vehículo para transferir el calor, desde el
regenerador al gasóleo de carga en el reactor. La velocidad de circulación del
catalizador y la actividad del mismo regulan las reacciones de craqueo y los rendimientos
de los productos.
A continuación las diferentes secciones por las cuales está conformada la Unidad:
1.1 Sistema de precalentamiento de la carga
Las diferentes corrientes que conforman la carga a ser procesada en la Unidad de FCC,
son combinadas y enviadas a un tambor de compensación, el cual provee un flujo de
alimentación estable a las bombas de carga y sirve como equipo de separación de agua
o vapor que pueda estar contenido en esta.
La carga combinada de este tambor es calentada entre 350 – 450 °F usando como
fuente de calor un sistema de intercambiadores con corrientes de reciclo del fondo de la
fraccionadora.
El precalentamiento de la carga provee una herramienta para variar fácilmente la relación
catalizador/aceite. En las unidades donde el compresor de aire constituye una
restricción aumentar la temperatura de precalentamiento permite aumentar el nivel de
procesamiento.
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1.2 Sistema de Reacción, Despojamiento y Regeneración
El sistema Reactor-Regenerador constituye el corazón del proceso de la Unidad de FCC.
En la Unidad todas las reacciones ocurren en el tubo elevador (Riser) en un período de
dos a cuatro segundos antes de que el catalizador y los productos se separen en el
Reactor. Sin embargo, reacciones de craqueo térmico y no selectivas se llevan a cabo
en cierta extensión en la fase diluida del Reactor, las cuales pueden reducidas
modificando el terminal del Riser.
La carga proveniente de la sección de precalentamiento, entra al Riser cerca de la base,
a través de varias boquillas de inyección, poniéndose en contacto con el catalizador
regenerado con una relación catalizador/aceite en el rango de 4:1 a 9:1.
El calor adsorbido por el catalizador en el Regenerador provee la energía suficiente para
vaporizar la carga, calentarla a la temperatura de reacción entre 960 – 1000 °F, para que
se lleven a cabo las reacciones de craqueo, las cuales son endotérmicas. Las
reacciones ocurren en fase vapor en instantáneamente, cuando la carga y el catalizador
se ponen en contacto. El volumen expandido de los vapores generados elevan el
catalizador y lo llevan a través del Riser.
El Riser o tubo elevador es esencialmente una tubería vertical recubierta por una capa
de refractario de 4 a 5 pulgadas de espesor que le confiere aislamiento y resistencia a la
abrasión. Típicamente tienen unas dimensiones de 2 a 6 pies de diámetro y entre 75 a
120 pies de altura. El Riser ideal simula un reactor de flujo pistón, donde el catalizador y
el vapor viajan a lo largo de la longitud de éste a la misma velocidad y con un mínimo de
retromezclado.
Un contacto eficiente entre la carga y el catalizador es crítico para alcanzar las
reacciones de craqueo deseadas. Esto es logrado mediante la atomización de la carga
con vapor, lo cual permite incrementar la disponibilidad de alimentación a los sitios
ácidos reactivos del catalizador.
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Después de abandonar el Riser, los vapores de hidrocarburos y el catalizador entran al
Reactor, en donde son separados mediante equipos de separación inercial conectados
al final del Riser (Ciclones). El catalizador gastado cae al Despojador, mientras que los
vapores de hidrocarburo son enviados por el tope del reactor hacia la fraccionadora
principal.
El Despojador está integrado al Reactor, en éste el catalizador gastado es despojado de
los hidrocarburos adsorbidos en sus poros mediante un flujo de vapor en contracorriente
con el flujo de catalizador, en una proporción de 2 a 5 libras de vapor por cada 1000
libras de catalizador circulante. La relación óptima de vapor de despojamiento puede
encontrase por ensayo y error, aumentando la velocidad del vapor y/o el nivel del
Despojador, hasta que no se observe reducción en la temperatura del Regenerador,
vigilando que la pérdida de catalizador del lado reactor no aumente.
Una medida de la eficiencia del despojamiento lo constituye el porcentaje de hidrógeno
en coque, el cual es una forma indirecta de determinar el porcentaje de hidrocarburo
remanente en el catalizador.
El nivel de catalizador en el despojador provee el cabezal de presión necesario para el
flujo de catalizador gastado al Regenerador, el cual se controla mediante el uso de una
válvula deslizante.
El catalizador despojado fluye al regenerador, en donde parte del coque que contiene el
catalizador es quemado a alta temperatura (1200 – 1350 °F), con una corriente de aire
como fuente de oxigeno para restaurar su actividad. Esta corriente de aire proviene de
un compresor y es introducido al Regenerador a través de un distribuidor localizado
cerca del fondo del recipiente. El diseño de este distribuidor es importante para lograr
una regeneración importante y adecuada del catalizador.
En el Regenerador existen dos regiones: La Fase densa y la Fase Diluida. En la primera
están localizadas la mayoría de las partículas de catalizador y es donde se lleva a cabo
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la combustión del coque. La segunda es la región por encima de la fase densa hasta la
entrada de los ciclones, y tiene una concentración substancialmente menor de
catalizador.
El Regenerador opera e modo de Combustión total, donde se utiliza un exceso de
oxigeno para completar la combustión de monóxido a dióxido de carbono, debido a que
la oxidación del CO a CO2 libera 2.5 veces más calor que la combustión del C a CO, la
temperatura de estos regenerador es mucho mayor. Adicionalmente con la combustión
completa se logra una reducción del nivel de carbón en el catalizador lográndose valores
inferiores a 0.10 %peso y que pueden ser tan bajos como 0.02 %peso.
El gas producido en la combustión del coque sale del plenum del Regenerador a través
de un sistema de ciclones, de dos etapas, para separar el catalizador arrastrado. Este
gas lleva una considerable cantidad de energía, la cual es recuperada en un tubo
expansor, el cual junto con el motor/generador, soplador de aire y turbina de vapor,
forman parte del sistema llamado “Tren Recuperador de Potencia”.
La Unidad también dispone de un Separador de tercera etapa a la salida de los gases de
combustión, los cuales causan erosión de los álabes del expansor.
Asimismo se cuenta con precipitador electrostático para remover finos de catalizador
entre 5 – 20 micrones contenidos con el gas de combustión.
1.3 Sistema de Fraccionamiento
La fraccionadora principal tiene por función condensar y separar los productos de
reacción. El fraccionamiento implica la condensación y revaporización de los
compuestos de hidrocarburos mientras el vapor fluye ascendentemente a través de los
platos y empaque de la torre.
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La operación de esta columna es similar a la de una torre de destilación atmosférica de
crudo, ya que fracciona la carga en productos similares, pero con dos diferencias: no
necesita de una zona de vaporización sino más bien de un sistema de enfriamiento de
los vapores de reacción y requiere de una zona de separación del catalizador arrastrado
(fondo de la torre ).
Además de esto, una considerable cantidad salen por el tope de la torre con la gasolina
no estabilizada que deben ser separadas posteriormente.
Los productos principales de esta columna son: vapores de tope (H2, H2S, C1, C2’s,
C3’s, C4’s y nafta no estabilizada), Nafta pesada, Aceite de ciclo liviano, Aceite de ciclo
pesado, y Alquitrán Aromático.
Los Aceites de ciclo liviano y pesado, el Alquitrán Aromático se usan para remover calor
de la fraccionadora al vez que suministran calor a la sección de precalentalentamiento y
Concentración de gases, una vez fríos se devuelven a la columna principal para
proporcionar reflujo y enfriamiento.
La gasolina no estabilizada y los gases livianos suben a través de la columna principal y
la abandonan como vapor. Este vapor de tope se enfría y se condensa parcialmente en
los condensadores de tope de la columna principal.
1.4 Sistema de Concentración de Gases
Este sistema constituye una unidad aparte denomina GasCon y su principal función es
separar la gasolina no estabilizada y los gases livianos de tope de la fraccionadora en
gas combustible, compuestos C3’s, C4’s y gasolina. Generalmente esta unidad esta
constituida por un compresor de gas húmedo, un absorbedor primario, un absorbedor
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secundario, un despojador de H2S, una Depentanizadora, una Depropanizadora y una
torre Secadora.
La corriente proveniente de los condensadores de tope de la columna principal, la cual
contiene vapores, hidrocarburos líquidos y agua, fluyen al acumulador de tope en donde
son separados. Los vapores de hidrocarburo fluyen al compresor de gas húmedo. El
término gas húmedo se refiere a los componentes condensables que contiene el gas, ya
que a las condiciones de operación del acumulador de tope, la corriente de gas al
compresor contiene no sólo Etano y livianos sino también alrededor de 90% de los C3’s
y C4’s y el 10% de la gasolina producida.
Para elevar la presión de esta corriente, se emplea un compresor centrífugo externo de
dos etapas, que incorpora una turbina movida por vapor a alta presión.
Los vapores de la descarga de la primera etapa de compresión se condensan
parcialmente y se separan súbitamente en un tambor interetapa. El líquido de este
tambor es bombeado al acumulador de tope de la fraccionadora, mientras que los
vapores se envían a la segunda etapa de compresión, cuya descarga (vapores
comprimidos) a menudo mezclada con gases y GLP de otras unidades, se envía al
separador de alta presión con previa condensación.
El vapor del separador de alta presión fluye al absorbedor primario donde se recuperan
los compuestos C3’s y más pesados con una corriente de gasolina no estabilizada y una
de gasolina estabilizada.
El vapor del absorbedor primario se envían al absorbedor secundario en donde la
gasolina remanente C5’s y más pesada es separada. Se emplea Aceite de ciclo liviano
como absorbente, retornándose a la columna principal, mientras que el gas combustible
se envía a una unidad de Aminas para su endulzamiento antes de enviarlo al sistema de
gas combustible de la Refinería.
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El líquido proveniente del separador de alta presión se envía al Despojador de H2S con
el propósito de remover H2S C2’s y agua contenidos en esta corriente. El calor
requerido para el despojamiento lo provee un rehervidor externo, el cual usa como medio
de calentamiento la corriente de fondo de la Depentanizadora y ALC. El vapor generado
en el rehervidor se eleva a través de la torre y despoja la fracción más liviana del líquido
descendente. El vapor rico se envía de regreso al acumulador de alta presión, mientras
que la gasolina despojada se envía a la Depentanizadora.
En la Depentanizadora se separan las Olefinas (C3, C4 y C5) de la gasolina,
obteniéndose el primero como producto de tope, y la segunda, denominada gasolina
estabilizada como producto de fondo. Las Olefinas se envía a la Unidad de Aminas para
la remoción de H2S, luego a una Unidad Merox para remoción de mercaptanos, una
unidad de nitrilos, para remoción de nitrógeno básico y acetonitrilo, y posteriormente se
envían a la torre Depropanizadora, donde se separa el propano/propileno por el tope, y
Olefinas C4/C5 por el fondo. El propano/propileno se envía a la torre secadora para
eliminar humedad, antes de enviarse a la Unidad de Alquilación. Las Olefinas C4/C5 se
envían la Unidad de Éteres Mezclados para la producción de MTBE/TAME.
La separadora de naftas es la encargada de separar la gasolina liviana por el tope y la
gasolina mediana por el fondo, las cuales son enviadas a la Unidad Merox para eliminar
mercaptanos antes de enviarlas a almacenamiento.
CONDICIONES Y VARIABLES DE OPERACIÓN UNIDAD DE FCC
Temperatura de reacción, °F 960 1000
Temperatura Carga Combinada, °F 350 - 450
Temperatura del Regenerador, °F 1235 - 1360
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Relación Catalizador/Aceite 5.0 - 8.5
Actividad del Catalizador, % 62 - 70
Gas Seco, %vol BFOE 2.0 5.0
Olefinas C3-C5, %vol 35 - 42
Gasolina Liviana, %vol 15 - 20
Gasolina Mediana, %vol 17 - 22
Gasolina Pesada, %vol 5.0 - 10
Gasolina Total, %vol 37 - 52
Aceite Liviano de Ciclo, %vol 8.0 - 10
Aceite Pesado de Ciclo, %vol 8.0 - 10
Aceite Lodoso, %vol 5.0 - 8.0
Coque, %vol 4.0 - 6.0
Conversión, %vol 72.0 - 78.0
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2. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO
A continuación un diagrama de flujo de la Unidad de FCC donde se muestra la
alimentación a la misma y los diferentes productos obtenidos.
DIAGRAMA DE FLUJO UNIDAD DE FCC
Los números de los Diagramas de Flujo de la Unidad de FCC disponibles en la red son
los siguientes:
6100-1-50-0040
6100-1-50-0040A
6100-1-50-0040B
6100-1-50-0041
2.1 Descripción detallada de las diferentes etapas o secciones operacionales
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Lift Gas
Vap
Vap
La Unidad de FCC de la Refinería El Palito es un diseño UOP, modelo “lado a lado de
alta eficiencia”, operando en combustión total. La Unidad fue diseñada y construida para
procesar 42000 BPD de gasóleos de vacío, posteriormente en 1991 fue expandida para
procesar 54000 BPD de gasóleos de vacío y se dotó con la tecnología “Vented Riser” y
“Lift Gas”.
Actualmente la Unidad de FCC procesa los gasóleos pesados provenientes de la Unidad
de Destilación al Vacío y del Complejo Refinador Paraguaná (CRP). Esta alimentación
consiste de una mezcla de hidrocarburos de alto peso molecular, con un gravedad API
de 23° aproximadamente, variando de acuerdo al crudo alimentado a las respectivas
Unidades de Destilación Atmosférica y a la optimización de las mezclas en el CRP.
Del reactor los productos de reacción pasan a la Sección de Fraccionamiento,
constituida por la columna principal D-6202, en donde se separan: Gasolina y más
livianos que se envían a la sección de Concentración de Gases; Gasolina Pesada la cual
es enviada a la Unidad Merox para la remoción de mercaptanos, y posteriormente
enviada a almacenamiento. Aceites Cíclicos: Liviano y Pesado y Alquitrán Aromático.
Los productos que se obtienen de ésta Unidad son:
Gas Combustible
Olefinas y Gas Licuado del Petróleo
Naftas Catalíticas; Liviana, Mediana y Pesada
Aceite Cíclicos y Aceite Lodoso
La Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado de la Refinería El Palito consta de tres
secciones:
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Sección de Reacción
Esta sección está constituida por los siguientes equipos:
Reactor, D-6101 y D-6102
Regenerador, D-6103 y D-6104
Separador de Tercera Etapa, D-6105
Tren recuperador de Potencia, G-6101
Enfriador de Gases de Combustión, B-6102
Precipitador Electrostático, M-6243
Demás Equipos Secundarios, tambores, bombas e intercambiadores
Sección de Fraccionamiento
Esta sección está constituida por los siguientes equipos:
Columna Principal de Fraccionamiento, D-6202
Compresor de Gas Húmedo, G-6223
Despojador de Nafta Pesada, D-6203
Despojador de ALC, D-6204
Despojador de APC. D-6224
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Demás Equipos Secundarios, tambores, bombas e intercambiadores
Sección de Concentración de Gases
Esta sección está constituida por los siguientes equipos:
Compresor de Gas Húmedo, G-6223
Absorbedor Primario, D-6210
Absorbedor Secundario, D-6211
Despojador de H2S, D-6212
Depentanizadora, D-6213
Depropanizadora, D-6215
Deetanizadora/Secadora, D-6217
Separadora de Naftas, D-6230
Demás Equipos Secundarios, tambores, bombas e intercambiadores
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2.1.1 Sección de Precalentamiento y Reacción
El gasóleo proveniente del tanque 330x2 es enviado por las bombas G-6227 A/B hacia el
tambor de carga de la Unidad de FCC D-6201 (el cual tiene la función de asegurar una
alimentación continua y estable al Reactor) mediante control de nivel (62LIC01), pasando
previamente por una serie de intercambiadores para su precalentamiento, siendo estos
intercambiadores: E-6201 (intercambio con ALC), E-6255 (intercambio con Nafta
Pesada) y E-6243 (intercambio con APC), luego de éste último intercambiador se
incorpora el gasóleo proveniente de la Unidad de Vacío, encontrándose la temperatura
de ésta mezcla alrededor de 230 °F.
Del tambor de carga D-6201 la mezcla de gasóleos, conocida como la carga combinada
a la Unidad, se envía por medio de las bombas de carga G-6201 A/B a una batería de
intercambiadores denominada el Tren de Precalentamiento, con la finalidad de
incrementar la temperatura de la mezcla hasta la temperatura requerida de entrada al
Reactor, éste tren está constituido por los siguientes intercambiadores: E-6256
(intercambio con APC), E-6257 (intercambio con Alquitrán Aromático), en éste punto la
carga combinada es dividida en dos partes, una pasa por el E-6259 (intercambio con
Alquitrán Aromático) y la otra pasa por el E-6202 (también intercambio con Alquitrán
Aromático), para luego unirse nuevamente y pasar por el filtro de carga.
La carga combinada proveniente del Tren de Precalentamiento y con una temperatura
entre 350 - 450 °F se envía hacia el fondo del Reactor D-6101, entra al tubo elevador a
través de seis boquillas de atomización con vapor, dispuestas alrededor del Riser. El
sistema original de inyección de carga que consiste en un distribuidor de orificios con
entrada común para la carga y el vapor, es usado actualmente para la inyección del gas
y del vapor de elevación (Sistema “Lift Gas y Lift Steam), que tiene como objetivo lograr
un mezclado inicial eficiente de catalizador y aceite. Reduciéndose el retromezclado, y
enfriar el catalizador con lo que se reducen las reacciones de craqueo térmico. Como
gas de levantamiento se utiliza una corriente de gas combustible proveniente del
absorbedor secundario, y como vapor de despojamiento, se utiliza una corriente de
vapor de 200 psig.
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Al ponerse en contacto la carga con el catalizador caliente proveniente del Regenerador,
ocurre la vaporización de la carga y las reacciones de craqueo. Los vapores de
productos y el catalizador ascienden a través del tubo elevador hasta chocar con la
cámara plena del Reactor, lográndose la separación del 90% del catalizador. Este es el
llamado sistema “Vented Riser”, los vapores de reacción pasan a través de un sistema
de seis ciclones primarios, donde el catalizador arrastrado es separado. Alrededor del
tubo elevador, en la parte inferior, se encuentra una sección despojadora D-6102, donde
mediante vapor de agua se recuperan los hidrocarburos adsorbidos sobre el catalizador
gastado, evitando de esta manera que se quemen en el regenerador. Las reacciones de
craqueo se llevan a cabo a una temperatura de 979 °F.
Esta temperatura de reacción es controlada por medio de un controlador 61TIC03
localizado en el espacio de gases del tope del reactor, la señal de salida de este TRC
controla la apertura de la válvula de catalizador regenerado 61TV03 regulando la
cantidad de catalizador regenerado caliente que fluye al reactor. La presión del reactor
no se controla directamente. La presión del reactor fluctúa con la presión de la columna
principal de fraccionamiento ubicada aguas abajo del reactor. La presión del acumulador
de tope de la columna principal D-6205 es el punto real de control, de tal manera que la
presión del reactor es la suma de la presión del acumulador de tope de la columna
principal más la caída de presión a través de la columna principal D-6202 los
condensadores de tope E-6210 y E-6211 más la caída de presión a través de los
ciclones del reactor y línea asociada.
Una vez despojado, el catalizador fluye por gravedad a la parte baja del regenerador
D-6103, a través de la válvula de catalizador gastado 61LV04 la cual regula la rata de
flujo para controlar el nivel de catalizador en el Despojador del reactor; mientras que los
gases se envían a la columna principal de fraccionamiento D-6202.
El Regenerador se divide en dos secciones: Regenerador Inferior (D-6103) y
Regenerador Superior (D-6104).
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El Regenerador Inferior está constituido por el tubo elevador (Mixing Riser), ubicado en el
fondo y es donde se mezclan el catalizador gastado con aire, para iniciar la combustión
del coque. La combustión del coque genera el calor necesario para calentar el
catalizador y de ésta manera suministra la energía requerida para las reacciones de
craqueo, el calor de combustión incrementa la temperatura del catalizador entre 1320 -
1370 °F. El aire para la combustión es suministrada por medio de un soplador de aire el
G-6101, el cual puede ser precalentado mediante el B-6101. En el combustor se forma
un lecho denso, desde el cual, el catalizador fluye al Regenerador Superior, a través del
tubo elevador interno (Riser del Combustor) y sale a través de un separador rugoso
situado en el tope del mismo.
La temperatura del regenerador no se controla directamente ya que es una función de un
cierto número de variables de proceso, es decir, la temperatura del regenerador depende
del porcentaje de delta coque sobre el catalizador, el delta coque se define como el
coque que entra al regenerador con el catalizador gastado menos el coque sobre el
catalizador regenerado que sale del regenerador.
El inventario de catalizador en el regenerador sirve como una capacidad adicional para el
catalizador en el sistema y no existe instrumento para el control del nivel, sólo un
registrador el 61LR03, éste nivel cambia con la adición de catalizador al sistema, los
retiros y pérdidas. La presión del regenerador se controla por el diferencial de presión
entre el reactor y el regenerador, por el 61PDC26, este instrumento opera a fin de
mantener un diferencial de presión entre estos dos equipos constante, y la salida de
instrumento controla la posición de las válvulas deslizantes de gases de combustión
61PV15A y 61PV15B, a través del 61PIC15.
Los gases de combustión se separan del catalizador regenerado mediante dos etapas
de ciclones localizados en la sección superior D-6104, el catalizador se retorna al
regenerador y los gases de combustión salen por el tope del recipiente. El catalizador
caliente del regenerador superior cae a la sección cónica de fondo y entonces a dos
tuberías, una donde se encuentra la válvula deslizante de catalizador regenerado que
envía el catalizador regenerado hacia el reactor para combinarse con la carga fresca,
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mientras que la otra establece una recirculación de catalizador regenerado desde el
regenerador superior al inferior a fin de mantener el balance de calor en el sistema. Esta
recirculación controla la temperatura de la zona de combustión.
Los gases que salen de los ciclones pasan a la cámara colectora donde se enfrían con
vapor de agua en caso de alcanzar alta temperatura y posteriormente son enviados al
Separador de Tercera Etapa D-6105 donde se separan mediante un sistema de ciclones
hacia el fondo del recipiente el catalizador con diámetro de partícula más grande el cual
es mezclado con los gases que salen del expansor, mientas que los gases de tope se
envían por medio de control de presión 61PIC15 hacia la Unidad Recuperadora de
Potencia.
Con el fin de compensar las pérdidas de catalizador por arrastre de los gases de
combustión y de los vapores de reacción, el regenerador cuenta con una línea de
suministro de catalizador fresco (Tolva D-6111), catalizador de equilibrio (Tolva D-6110),
y una tolva dosificadora (D-6109) que se emplea para facilitar la inyección del catalizador
al sistema.
La Unidad recuperadora de potencia consta de un Expansor, Motor-Generador, un
Soplador de Aire y una Turbina de arranque. Los gases provenientes del Separador de
Tercera Etapa, pasan a través del Expansor el cual convierte la energía de presión de
los gases en energía mecánica. El gas pasa a través de un cono parabólico que lo
acelera, luego por una serie de paletas guías que minimizan la turbulencia y lo hacen
llegar al estator, el cual lo envía hacia los álabes del rotor, que producen la fuerza para el
movimiento rotativo del eje del expansor y consecuentemente del Tren de recuperación.
El Motor-Generador, suministra la energía faltante al soplador o recibe la energía
sobrante, conviertiendola en energía eléctrica, es una maquina sincrónica que actúa
como regulador de la velocidad del tren.
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El soplador de aire, recibe la energía recuperada por el expansor y envía aire al
regenerador. Este es de tipo axial con 15 etapas, seis de las cuales son de ángulo
variable y se encargan de controlar el flujo de aire al regenerador.
Adicionalmente la Unidad cuenta con una turbina de arranque, la cual se acciona con
vapor de agua y cuya finalidad es poner en operación al Soplador de aire durante los
arranques de planta.
Los gases provenientes de la Unidad Recuperadora de Potencia son enviados al
Enfriador de Gases de Combustión B-6102, donde se aprovecha la energía térmica de
los mismos, esta diseñado para generar 7.6 kg/s de vapor de agua de alta presión. A la
salida del enfriador los gases se envían a un precipitador electrostático, a fin de remover
finos de catalizador de los Gases de Combustión. El Precipitador consiste de cámaras
formadas por filas de electrodos de descarga de alto voltaje (40 – 55 kV DC) y filas de
placas colectoras eléctricamente aterradas, cuando el Gas de Combustión pasa a través
de las placas, las partículas de catalizador se cargan con iones negativos y migran hacia
las placas colectoras donde se acumulan en forma de capas. Periódicamente, las placas
colectoras y electrodos son sacudidos mecánicamente para desprender la capa de
cenizas formada, de manera que los finos precipiten en las tolvas ubicadas en la parte
inferior del Precipitador. La eficiencia de remoción de finos se encuentra entre 85 – 95%,
y depende de ciertos parámetros tales como: Tamaño de las partículas (menor tamaño,
menor eficiencia), Contenido de Ceniza (mayor contenido, menor eficiencia), Resistividad
Eléctrica de las partículas: es función de la temperatura de los Gases de Combustión
(menor temperatura, mayor Resistividad y menor eficiencia), posteriormente los gases de
combustión se envían a una chimenea para ser descargados a la atmósfera.
2.1.2 Sección de Fraccionamiento
Los vapores de hidrocarburos provenientes del reactor fluyen hacia el fondo de la
columna de fraccionamiento principal D-6202, la cual representa la primera etapa de
separación y recuperación, estos vapores son enfriados rápidamente al ponerse en
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contacto con un lecho de empaque estructurado Mellapak MG90X, que evita la
continuación de las reacciones dentro de la columna. La sección de fraccionamiento de
esta torre esta constituida dos platos en el tope (N° 30 y 31), una sección de
enfriamiento para la recirculación de Nafta constituida por un lecho de rejillas Glitsch
EF25A, un lecho de empaque estructurado Mellapak 2Y para el fraccionamiento entre la
Nafta Pesada y el ALC, dos lechos de empaque estructurado Mellapak 125X y Mellapak
250X para el enfriamiento de la recirculación de ALC, una sección de platos (11 en total )
para el fraccionamiento entre ALC y APC.
Por el tope de la columna salen los gases y la gasolina no estabilizada los cuales son
enfriados y condensados en los ventiladores E-6210 y en los intercambiadores
E-6211 A/.../H, de aquí fluyen hacia el acumulador de tope D-6205, parte del líquido
condensado se regresa a la columna D-6202 como reflujo por las bombas G-6211 A/B
mediante control de temperatura 62TIC77 el cual se ubica entre 250 - 260 °F. El líquido
neto de tope conocido como Gasolina No Estabilizada se envía mediante las bombas
G-6210 A/B y por control de nivel en el tambor D-6205 (62LIC08) hacia el Absorbedor
Primario D-6210 como absorbente, asimismo en la bota del tambor acumulador D-6205
se separa agua agria la cual es bombeada por intermedio de las bombas G-6209 A/B
hacia la Unidad de Aguas Agrias para la remoción de H2S y NH3.
El segundo corte que se extrae de la columna corresponde a Nafta Pesada a una
temperatura de 320 °F y a un flujo de 110 MBD aproximadamente, la cual se divide en
dos corrientes una que va al Despojador de Nafta D-6203 donde la misma se despoja de
componentes livianos por medio de vapor de agua, las fracciones livianas separadas se
regresan a la columna de fraccionamiento D-6202 mientras que el fondo del Despojador
se envía por medio de las bombas G-6206 A/B hacia la Unidad de Merox para la
conversión de Mercaptanos en Disulfuros pasando previamente por el enfriador E-6207.
La otra parte de la corriente de Nafta Pesada constituye la recirculación la cual pasa por
las bombas G-6205 A/B y es enviada a una serie de intercambiadores de calor para el
aprovechamiento de la energía térmica. Estos intercambiadores son los siguientes:
E-6811 (rehervidor de la Depropanizadora en la Unidad de Alquilación), E-6229
(Rehervidor torre D-6215), y E-6255 (Precalentador de carga a la Unidad).
21
El tercer corte que se extrae de la columna corresponde al Aceite Liviano de Ciclo (ALC)
a una temperatura de 440 °F y un flujo aproximadamente de 32 MBD, el cual se divide
en dos corrientes una que va al Despojador D-6204 donde la misma se despoja de
componentes livianos por medio de vapor de agua, las fracciones livianas separadas se
regresan a la columna de fraccionamiento D-6202 mientras que el fondo del Despojador
se envía por medio de las bombas G-6207 A/B hacia mezcla con residual pasando
previamente por los intercambiadores E-6208 A/B/C (para precalentamiento del agua de
caldera para la producción de vapor de 600 psig), el E-6201 (Precalentador de carga), y
E-6234 (Enfriador de ALC); la otra parte de la corriente corresponde la recirculación, la
cual pasa por las bombas G-6204 A/B y es enviada al rehervidor E-6221 de la torre
Despojadora de H2S como medio de calentamiento, de aquí una parte es enviada hacia
el Absorbedor Secundario como absorbente, y la otra de retorno a la columna D-6202;
en su camino hacia el D-6211 pasa por el E-6217 donde se enfría con el fondo del
Absorbedor Secundario y luego pasa por el E-6218 A/B/C para su enfriamiento con
agua, una vez absorbidos los componentes valiosos C4+ es enviada de regreso a la
columna principal D-6202.
El cuarto corte que se extrae de la columna corresponde al Aceite Pesado de Ciclo
(APC) a una temperatura de 560 °F y un flujo aproximadamente de 28 MBD, el cual se
divide en dos corrientes una que va al Despojador D-6224 donde la misma se despoja de
componentes livianos por medio de vapor de agua, las fracciones livianas separadas se
regresan a la columna de fraccionamiento D-6202 mientras que el fondo del Despojador
se envía por medio de las bombas G-6230 A/B hacia mezcla con residual pasando
previamente por el intercambiador E-6243 donde sirve como medio de calentamiento al
gasóleo de carga a la Unidad y posteriormente se enfría en los ventiladores E-6244. La
otra parte de la corriente corresponde la recirculación, la cual pasa por las bombas
G-6203 A/B y es enviado a una serie de intercambiadores de calor para el
aprovechamiento de la energía térmica, estos son: E-6256 donde precalienta al gasóleo
de carga a la Unidad, el E-6236 rehervidor de la torre Depentanizadora D-6213, al
E-6801 precalentador de Isobutano y el E-6817 calentador de propano.
22
Por último, el producto de fondo o Aceite Lodoso del fondo de la columna principal
D-6202 se emplea como medio de calentamiento en una serie de intercambiadores para
el aprovechamiento de su energía térmica, estos son: E-6226 rehervidor de la torre
Depentanizadora D-6213, E-6202 y E-6259 donde se precalienta al gasóleo de carga a
la Unidad, E-6253 rehervidor de la torre Separadora de Naftas D-6230, y a los calderines
E-6204 A/B para la producción de vapor de 600 psig; luego de éste recorrido una parte
se envía hacia los hidrociclones y la otra de regreso a la columna principal D-6202.
El flujo que se envía hacia los hidrociclones se encuentra normalmente alrededor de
3800 BPD, el principal objetivo de estos equipos es separar las partículas de catalizador
de mayor diámetro arrastradas desde el reactor, donde la corriente de menor contenido
de cenizas se envía hacia el tanque de almacenaje 25x1 para su posterior
comercialización como base para negro de humo, la corriente de fondo con mayor
contenido de cenizas se envía como mezcla hacia Residual, los cuales pasan a su vez y
por separado por una serie de intercambiadores de calor para un último
aprovechamiento de la energía térmica, entre estos intercambiadores se encuentran: E-
6257 precalentador de gasóleo de carga ala Unidad, E-6203 precalentador de agua de
caldera para posterior producción de vapor, y por los enfriadores E-6233 y E-6242 para
su enfriamiento con agua.
2.1.3 Sección de Concentración de Gases
Los gases provenientes del tambor acumulador D-6205 son enviados al sistema de
compresión, pasando primeramente al tambor de succión D-6206, donde cualquier
líquido es enviado de regreso hacia el D-6205 mediante la bomba G-6251 y los gases
pasan a la primera etapa de compresión en el G-6223 donde se incrementa la presión
desde 22 hasta 79 psig y la temperatura de 110 hasta 200 °F, de aquí es enviado a los
enfriadores inter etapa E-6212 A/B/C/D donde son parcialmente condensados y
enviados al tambor inter etapa D-6208 para separar los gases y el líquido, donde éste
último es enviado por medio de las bombas G-6213 A/B hacia el D-6210. Los gases
provenientes del tambor D-6208 se envían a la segunda etapa de compresión, donde
se incrementa la presión desde 75 hasta 210 psig y la temperatura de 100 hasta 200 °F.
23
Al gas proveniente de la segunda etapa del compresor G-6223 se le adiciona el gas
proveniente del tope de la Despojadora de H2S D-6212, el gas estabilizado de PTR y
Crudo y los líquidos provenientes de los acumuladores D-108 y D-2007, y son enfriados
y condensados en los E-6213 y E-6214 y enviados al tambor de alta presión D-6209. Los
gases incondensables que salen del tambor D-6209 son enviados hacia el Absorbedor
Primario D-6210 y alimentados por el fondo del mismo con el fin de despojar ésta
corriente de componentes pesados C3+, esto se logra con dos absorbentes que son
Gasolina No Estabilizada con un flujo de 25 MBD aproximadamente proveniente del
tambor D-6205 y Gasolina de Reciclo o Estabilizada proveniente de la torre
Depentanizadora D-6213.
El líquido de fondo es enviado por medio de las bombas G-6215 A/B y en control de nivel
62LIC16 de regreso como alimentación a la Unidad Concentración de Gases. Los gases
despojados salen por el tope van al Absorbedor Secundario D-6211, en ésta los gases
son sometidos a una segunda etapa de absorción, al ponerse en contacto con ALC para
removerle las trazas pesadas de hidrocarburos. Por el tope del absorbedor se obtiene
Gas Combustible que es enviado primero a la Unidad de Aminas para la remoción de
H2S y posteriormente es enviado al sistema de Gas de la Refinería; por el fondo se
obtiene ALC rico que se envía de regreso a la columna principal D-6202 por medio del
control de nivel de fondo del absorbedor 62LIC17.
El líquido proveniente del tambor de alta presión D-6209 es enviado por medio de las
bombas G-6214 A/B como carga a la Torre Despojadora de H2S D-6212, pasando
previamente por intercambiador E-6219 donde se precalienta con el flujo de fondo
proveniente de la torre Depentanizadora D-6213.
En la Despojadora de H2S D-6212, el H2S y los hidrocarburos livianos son despojados y
enviados de regreso como carga a la Unidad Concentración de Gases, el flujo de fondo
ya despojado se divide en dos, una corriente va hacia los rehervidores de la torre, los
E-6220 (intercambio con el fondo de la torre D-6213) y E-6221 (intercambio con ALC) y
se retorna al fondo del Despojador, y la otra corriente por medio del control de nivel
24
62LIC18, constituye la alimentación a la torre Depentanizadora D-6213 donde
previamente la misma se precalienta en el intercambiador E-6260 el cual utiliza como
medio de calentamiento ALC proveniente de la columna principal.
La torre Depentanizadora D-6213 puede operar según las condiciones de operación
como Debutanizadora separando por el tope hidrocarburos de cuatro carbonos como
máximo, o como Depentanizadora caso actual, separando por el tope cinco y menos
carbono por medio del control de presión 62PIC77 manteniendo una presión de 135
psig, estos gases son condensados en los ventiladores E-6224, y dirigidos al tambor
acumulador de tope D-6214, de aquí el líquido es bombeado por medio de las bombas
G-6219 A/B y dividido en dos corrientes, una que constituye el reflujo a la torre cuyo flujo
se controla para mantener la temperatura del plato 32 en un valor de 221 °F por medio
del 62TIC52, y la otra constituye la corriente de Olefinas, la cual se enfría en los E-6225
A/B para ser enviada hacia las Unidades de Tratamiento: Aminas para la remoción de
H2S, Merox para la remoción de mercaptanos, y Lavado de Olefinas (Nitrilos) para la
remoción de acetonitrilo.
Por el fondo de la torre D-6213 se obtiene la Gasolina Estabilizada, la cual se divide en
dos una corriente que va hacia los rehervidores E-6226 (intercambio con Alquitrán
Aromático) y E-6236 (intercambio con APC), y la otra corriene en control de nivel de
fondo 62LIC19 se envía como carga a la torre Separadora de Naftas D-6230 pasando
previamente por los intercambiadores E-6220 y E-6219 donde se enfría y como Gasolina
de reciclo al Absorbedor Primario D-6210 pasando ésta última por los enfriadores E-6222
y E-6223.
La corriente de Olefinas luego de ser tratada en las Unidades de Aminas, Merox y
Nitrilos, se envía nuevamente a la Unidad de FCC para su posterior fraccionamiento en
la torre Depropanizadora D-6215, pasando previamente por el precalentador de carga a
la torre el E-6227 donde las Olefinas son precalentadas con el flujo de fondo de la torre
D-6215.
25
En la torre Depropanizadora D-6215 se separan por el tope las Olefinas C2/C3 por
medio del control de presión 62PIC83 manteniendo una presión de 265 psig, estos
gases son condensados en los E-6228 A/B/C/D, y dirigidos al tambor acumulador de
tope D-6216, de aquí el líquido es bombeado por medio de las bombas G-6220 A/B y
dividido en dos corrientes, una que constituye el reflujo a la torre cuyo flujo se controla
para mantener la temperatura del plato 42 en 158 °F por medio del 62TIC64, y la otra
corriente constituye la alimentación a la torre Deetanizadora/Secadora D-6217. Por el
fondo de la torre D-6215 se obtienen las Olefinas C4/C5, donde una parte se envía
al rehervidor E-6229 (el cual utiliza como medio de calentamiento Nafta Pesada) y se
retorna a la torre, y la otra parte constituye la alimentación a la Unidad de Oxigenados la
cual se envía por medio del control de nivel de fondo 62LIC21, pasando previamente por
el E-6227 (donde cede calor para precalentar la carga) y por el E-6230 A/B enfriador con
agua.
La torre Deetanizadora/Secadora D-6217 es alimentada con las Olefinas C2/C3 y su
principal objetivo es eliminar del Propano/Propileno los compuestos C2’s y el exceso de
humedad, para esto cuenta con el rehervidor E-6231 el cual opera con vapor a fin de
cumplir la especificación de contenido de humedad en las Olefinas alimentadas a la
Unidad de Alquilación 10 ppmp máx, el flujo de fondo (Propano/Propileno) se envía a la
Unidad de Alquilación por medio del control de nivel 62LIC24, pasando previamente por
el enfriador E-6232 A/B. Los gases que salen por el Tope por medio del control de
presión 62PIC205 son condensados en los E-6238 A/B y dirigidos al tambor acumulador
de tope D-6218, de aquí los vapores no condensables se retornan a la Unidad de
Concentración de Gases, y el líquido es bombeado por medio de las bombas G-6228
A/B constituyendo el reflujo a la torre.
La Gasolina Estabilizada enviada como carga a la torre Separadora de Naftas D-6230
pasa previamente por el precalentador de carga E-6251 (intercambio con el fondo de
esta misma torre). En la torre D-6230 se separa por el tope la Gasolina Liviana por
medio del control de presión 62PIC166, y se condensa en los E-6254, de aquí es dirigida
al tambor acumulador D-6231 donde la corriente líquida es bombeada por intermedio de
las bombas G-6247 A/B y dividida en dos partes, una constituye el reflujo a la torre, y la
26
otra es el producto denominada Nafta Liviana, la cual se envía a los tanques de
almacenamiento pasando previamente por los intercambiadores con agua E-6250 A/B.
El flujo de fondo se divide en dos, una corriente que se envía al rehervidor E-6253 donde
se utiliza Alquitrán Aromático como medio de calentamiento, y la otra constituye el
producto denominado Nafta Mediana la cual se extrae por control de nivel de fondo
62LIC80 y se envía a los tanques de almacenamiento pasando previamente por los
intercambiadores con agua E-6252 A/B.
27
3. QUÍMICA DEL PROCESO
Una serie de reacciones complejas tienen lugar cuando una molécula de gasóleo toma
contacto con el catalizador de craqueo a una temperatura de 1200 °F. La distribución de
productos depende de muchos factores incluyendo la naturaleza y la fuerza de los sitios
ácidos. La mayoría de las reacciones que ocurren dentro de este proceso son de
craqueo catalítico, sin embargo también ocurren algunas reacciones de craqueo térmico.
a. Craqueo Térmico:
El craqueo de hidrocarburos se traduce como la ruptura de los enlaces C-C, siendo el
craqueo térmico una función de la temperatura y el tiempo. La etapa inicial de la química
del craqueo térmico es la formación de radicales libres. Un radical libre es una molécula
no cargada la cual tiene un electrón desapareado. Los radicales libres son muy son muy
reactivos y de vida corta. El craqueo de un enlace C-C, produce dos radicales libres, tal
como se muestra en la ecuación N° 1, del craqueo de una parafina.
Ecuación N° 1:
Los radicales libres son extremadamente reactivos. Estos se craquean por alfa y beta
escisión. La Beta-escisión produce una olefinas y un radical libre con dos carbonos
menos (Ecuación N° 2). Este radical libre puede sufrir a continuación una nueva Beta-
escisión, la cual incrementa el rendimiento a Etileno.
Ecuación N° 2:
28
R1 - C - C - R2 R1 - C + C - R2
H H
H H H H
H H
La Alfa-escisión produce un radical metilo, el cual al combinarse con otra molécula de
hidrocarburo le sustrae un hidrógeno produciendo metano y un radical libre (Ecuación
N°3).
Ecuación N° 3:
Una vez más, este nuevo radical libre formado puede sufrir Beta-escisión, lo cual
produciría una nueva alfa-olefina y otro radical libre (Ecuación N° 4).
Ecuación N° 4:
Esta serie de reacciones en cadena, en el proceso de craqueo térmico, conduce a la alta
producción de C1 y C2 y gran producción de alfa-olefinas. Otras de las características
del craqueo térmico es la alta polimerización y condensación de las olefinas a coque.
b. Craqueo Catalítico:
Las reacciones que ocurren en el craqueo catalítico pueden dividirse en dos tipos:
reacciones primarias y reacciones secundarias. Las reacciones primarias involucran el
corte de los enlaces C-C y la neutralización inmediata del carbocatión formado. Las
reacciones que siguen este patrón son las de craqueo y desalquilación. Las reacciones
secundarias son la isomerización, reacciones de transferencia de hidrógeno,
transalquilación, ciclización, deshidrogenación y condensación.
29
R - CH2 - CH2 - C - H2 R - C - H2 + H2C=CH2
H3C + R-CH2 -CH2-CH2-CH2-CH2-CH2- CH3 R-C H2-CH2-CH2-CH2-CH-CH2-CH3
R-C H2-CH2-CH2-CH2-CH-CH2-CH3 R-C H2-CH2-CH2 + H2C=CH-CH2-CH3
Las reacciones primarias son endotérmicas y predominan a niveles bajos o intermedios,
en cambio, las reacciones secundarias son en general exotérmicas, siendo favorecidas a
altos niveles de conversión. El calor de reacción global es menos endotérmico de lo
esperado gracias a la contribución calórica de las reacciones secundarias. En la gráfica
N° 1 se presentan las principales reacciones que ocurren en craqueo catalítico.
FIGURA N° 1
Reacciones de Craqueo:
Parafinas CraqueoParafinas + Olefinas
Craqueo
Ciclización
LPG Olefinas
Naftenos
Isomerización
Transferencia H
Olefinas Ramificadas
ParafinasCondensación
Deshidrogenación
Transferencia H ParafinasRamificadas
Olefinas
Craqueo
Deshidrogenación
Olefinas
Ciclos Olefinas
IsomerizaciónNaftenos con diferentes anillos
RamificadasNaftenos
Deshidrogenación
30
Craqueo Aromáticosno surtidos
Diferentes Alquiaromático / Ciclos Olefinas
Poliaromáticos
Aromáticos
Cadena Lateral+ Olefinas
DeshidrogenaciónCondensación
Alquilación
DeshidrogenaciónCondensación
Coque
El craqueo catalítico de Parafinas:
Esta caracterizado por alta producción de C3 y C4 en los gases, la velocidad de reacción
y los productos dependen del tamaño de la cadena y de su estructura. En cuanto a la
formación de isómeros y aromáticos provienen de reacciones secundarias que envuelven
olefinas.
Existe una relación directa entre el tamaño de la cadena parafínica y la velocidad de
reacción (comenzando a partir de seis miembros). La estructura de las parafinas
también influencia la velocidad debido a la estabilidad del carbocatión formado.
Carbocationes cuaternarios son más estables que los terciarios.
El craqueo catalítico de Olefinas:
Es mucho más rápido que el de las correspondientes parafinas. Las reacciones que
ocurren con ellas son Beta-ruptura, isomerización, polimerización, saturación,
aromatización y formación de enlaces C-C. La vía isomerización, saturación,
aromatización, es la responsable de los altos números de octano de la gasolina. La alta
velocidad de la transferencia de hidrógeno en olefinas sustituidas, trae como
31
consecuencia una relación iso/n-parafinas superior a las del equilibrio termodinámico de
sus equivalentes olefínicos, siendo el producto neto isoparafinas y aromáticos.
El craqueo de Naftenos:
Tiene como su principal reacción, la deshidrogenación para formar aromáticos. A
temperaturas inferiores a 600 °C ocurre el corte de enlaces C-C tanto del anillo como de
sus alquil sustituidos. A mayor temperatura, la deshidrogenaciones altamente
preferencial para los C9 y Naftenos mayores, resultando en un producto aromático de alto
número de octano. Los productos resultantes de la ruptura del enlace C-C son más
saturados que los correspondientes a la ruptura de las parafinas.
El craqueo catalítico de Aromáticos:
Si son sustituidos con menos de tres carbonos esta muy poco favorecido. En caso de
que ocurra da origen a un incremento de la cantidad de benceno en la gasolina.
Si son poliaromáticos se eliminan las cadenas alquílicas y se produce coque, LPG y
compuestos en el rango del APC.
32
b.1 Reacciones de Craqueo Primarias:
Se ha propuesto que el carbocatión inicial puede formarse vía protonación de olefinas
sobre sitios Bronted, o por la abstracción de un hidruro de una parafina sobre los sitios
de Lewis. El ion carbenio formado sufre una Beta-escisión para formar olefinas de
menor número de carbonos y un ion carbenio más pequeño, o puede reaccionar con una
parafina neutra por transferencia de hidruro para formar un nuevo ion carbenio y sufrir la
Beta-escisión. El paso controlante de la reacción en cadena es la trasferencia
intermolecular de un hidruro entre una parafina y un ion carbenio.
El mecanismo de transformación propuesto es el siguiente:
Inicio de la reacción
Propagación
Craqueo en (-escisión)
33
R1-C H=-CH-R2 + HZ R1-C H2-CH+ - R2 + HL
OLEFINA SITIO
BRONSTED
ION CARBENIO
R1-CH2-CH2-R2 + L+ R1-C H2-CH+ - R2 + HL
PARAFINA SITIO
LEWIS
ION CARBENIO
R1-C H2-CH+ - R2 + R3-CH2-CH2-R4ION
CARBENIO
R1-C H2-CH2 - R2 + R3-CH2-CH+-R4
PARAFINA PARAFINAION
CARBENIO
El nuevo ion carbenio R3+ reacciona con otra molécula de parafina para propagar la
reacción. La reacción en cadena concluye cuando:
El ion carbenio pierde un protón y es convertido en una olefina.
El ion carbenio acepta un hidruro y se convierte en parafina.
Este mecanismo propuesto se basa en una concepción clásica del ion carbenio, es decir,
en la existencia de un carbono tetracoordinado que sólo puede tener estados de
transición igualmente tetracoordinados. Un nuevo mecanismo se ha planteado bajo el
supuesto de la existencia de un estado de transición con intermediario carbocatiónico
pentacoordinado. A este tipo de carbocatión se le denomina ion carbenio. Sufriría
igualmente la ruptura Beta para dar parafinas menores y otro carbocatión. El mecanismo
propuesto es el siguiente:
Este último mecanismo estaría favorecido a altas temperaturas, baja conversión, baja
presión de hidrocarburo y presencia de zeolitas con altas restricciones geométricas.
34
R3-CH2-CH+-R4
OLEFINAION CARBENIO
R3+ + CH2=CH-R4
ION CARBENIO
BETA
R1-CH2-CH2-R2 + HZ
PÉRDIDA
H2
R1-CH2-CH3-R2 + Z-
SITIO
BRONSTED
BETA
R1+ + CH3-CH2-R2 R1- CH2-CH+ -R2 + H2
b.2 Reacciones de Craqueo Secundarias:
Durante el craqueo catalítico de un gasóleo (figura N° 2), una serie de reacciones
secundarias ocurren sobre el catalizador zeolítico. Algunas de estas reacciones
requieren de un proceso de transferencia de hidrógeno intra o intermolecular, ocurren en
medio ácido y por formación de estados de transición carbocatiónicos.
FIGURA N° 2
ESQUEMA GENERAL DEL CRAQUEO CATALÍTICO DE UN GASÓLEO
Para favorecer un tipo particular de reacción secundaria, se juega con la fuerza ácida del
catalizador (figura N° 3). La composición final del producto del craqueo catalítico
dependerá de las velocidades relativas de estas reacciones competitivas.
35
FIGURA N° 3
RELACIONES FUERZA ÁCIDA DEL CATALIZADOR CON TIPO DE REACCIÓN
FAVORECIDA
Las reacciones secundarias en la que está envuelto un mecanismo de transferencia de
hidrógeno son:
Isomerización Esqueletal
Ciclización
36
R-C H2-CH2-CH -CH3 R-C H2-C-CH3
CH3
+
+
C H3-CH -(CH2)3-CH=CH-CH3
C
CH3
+
+CH
CH3
CH2
C
CH2
CH2
H2
El alquilciclohexano formado puede convertirse en alquilbenceno vía transferencia de
hidrógeno.
La reacción de transferencia de hidrógeno reduce la producción de olefinas, contribuye a
la formación de coque e influencia la distribución del peso molecular del producto. Las
reacciones bimoleculares de transferencia de hidrógeno convierten olefinas, parafinas y
aromáticos, estos últimos pueden seguir reaccionando hasta formar coque.
37
3Cn H2n + CmH2m 3Cn H2n + 2 + CmH2m - 6
c. Diferencias entre Craqueo Catalítico y Térmico
El craqueo térmico ocurre vía radicales libres a altas temperaturas (1000 °F). La
distribución de productos es predecible y rica en C1, C2 y alfa-olefinas, con poca
evidencia de rearreglo de los radicales formados. La cantidad de butadieno es
relativamente alta, pero todos los otros productos C4 y en especial los isomerizados, se
producen en muy pequeñas cantidades (tabla N° 1).
Al contrario del craqueo térmico, el craqueo catalítico procede a través de intermediarios
carbocatiónicos con selectividad de productos guiada por el azar. Las velocidades de
reacción son de 5 a 60, 1000 a 10000, y 500 a 4000 para las parafinas, olefinas y
naftenos a favor del proceso catalítico. La distribución del peso molecular y composición
química de la gasolina también es apreciablemente diferente.
38
TABLA N° 1
DIFERENCIAS ENTRE CRAQUEO CATALÍTICO Y TÉRMICO
TIPO DE
HIDROCARBURO
CRAQUEO TÉRMICO CRAQUEO CATALÍTICO
N-Parafinas El producto mayoritario es C2, con
gran cantidad de C1 y C3.
Se producen olefinas de C4 a C16.
Baja producción de hidrocarburos
isomerizados.
C3 a C6 como productos
mayoritarios
Baja producción de olefinas menores
a C4.
Alta producción de isómeros.
Olefinas Baja velocidad de desdoblamiento
del doble enlace.
Baja isomerización esqueletal.
Baja transferencia de hidrógeno
Poca formación de aromáticos.
Alta velocidad de desdoblamiento
del doble enlace hacia la
isomerización esqueletal.
Alta selectividad hacia las reacciones
de transferencia de hidrógeno y
hacia olefinas terciarias.
Alta producción de aromáticos.
Naftenos Se craquean a velocidades menores
que las parafinas.
Si los grupos estructurales son
iguales, se craquean a la misma
velocidad que las parafinas.
Alquil-Aromáticos Se craquea la cadena lateral, se
desalquilan.
El craqueo de la cadena lateral es
mayor según sea el largo de la
cadena.
LPG Abundante gas seco
Fracción C3-C4 rica en olefinas
lineales
Poco Isobutano.
C3 y sobre todo C4
Alto Isobutano
Gasolina Bajo rendimiento
Rica en Diolefinas = Gomas
Rica en olefinas lineales (alfa)
Bajo % de parafinas isomerizadas
Bajo % aromáticos
Alto rendimiento
Bajo % diolefinas
Bajo % olefinas lineales
Rica en parafinas isomerizadas
Rica en benceno.
39
4. TIPO DE CATALIZADOR UTILIZADO
El catalizador de la Unidad de FCC es el corazón del proceso. Los desarrollos
tecnológicos en la ingeniería de proceso van de la mano con los nuevos descubrimientos
y mejoras que se han realizado en el área de catalizadores. El catalizador utilizado en la
Unidad de FCC se fabrica en forma de polvo fino con un diámetro promedio de partícula
en el rango de 65 a 80 micrones. Un catalizador moderno de FCC tiene cuatro
componentes principales: zeolita, matriz, aglomerante y soporte.
4.1 Zeolita
La zeolita que se utiliza es la faujasita, y es ingrediente principal. Su rol es proveer el
craqueo selectivo y gran parte de la actividad. El desempeño del catalizador depende en
buena parte de la naturaleza y calidad de la zeolita presente en el catalizador.
Estructura de la zeolita
La zeolita puede definirse como un polímero inorgánico cristalino compuesto por redes
de tetraedros formados por AlO4 y SiO4 unidos por un oxígeno compartido como se
muestra en la figura N° 4.
FIGURA N° 4
ESTRUCTURA DE LA ZEOLITA
40
Un cubo octaedro, llamado caja sodalita, representa el bloque básico de construcción en
la estructura de la zeolita. Cuando dos cajas sodalitas se unen en un modo tetraédrico
mediante átomos de oxígeno en las caras hexagonales se obtiene la estructura reticular
tridimensional rígida de la faujasita, con un sistema uniforme de canales porosos que
suministra un gran área superficial interna (entre 500 y 800 m2/gr).
Una consecuencia de la configuración atómica de la faujasita es la existencia de un
patrón periódico de poros grandes y pequeños orientados en forma tetraédrica. Los
poros grandes se denominan supercajas, y pueden accesarse por 4 cavidades idénticas
que tienen un diámetro de 8 a 9 Angstroms, llamada supercaja.
Los poros más pequeños son los espacios internos vacíos de las cajas sodalitas y los
prismas hexagonales, con un diámetro aproximado de 2.5 Angstroms, y son
generalmente inaccesibles para las moléculas grandes.
El bloque elemental que forma un cristal de zeolita es llamada celda unidad. El
parámetro de celda (UCS) es la distancia entre cada celda unidad en la estructura de la
zeolita.
Química de la zeolita:
La zeolita está formada por átomos de sílice y alúmina que están unidos
tetraédricamente por átomos de oxígeno. El sílice está en un estado de oxidación de +4,
por lo que el tetraedro formado con sílice es neutro. La alúmina se encuentra en un
estado de oxidación +3, por lo que el tetraedro que contiene alúmina posee una carga
negativa –1 que debe ser balanceada por un ion positivo.
En la síntesis de la zeolita se utiliza comúnmente soluciones de hidróxido de sodio. El
sodio sirve de ion positivo para balancear la carga negativa del tetraedro de alúmina.
Esta zeolita es llamada soda Y o NaY, y no es estable hidrotérmicamente debido al alto
contenido de alúmina. Frecuentemente se utiliza amonio para desplazar el sodio y
durante la etapa de secado se evapora, los sitios ácidos resultantes son de tipo Lewis y
41
Bronted. Los sitios de Bronsted pueden ser intercambiados con tierras raras como Cerio
y Lantano para mejorar su resistencia, la actividad catalítica de la zeolita proviene de
estos sitios ácidos.
Tipos de zeolita:
Las zeolitas presentes en los catalizadores de FCC son versiones sintéticas de las
faujasitas. Las principales zeolitas utilizadas en FCC son las del tipo X, Y y ZSM-5. La
zeolita tipo X y tipo Y tienen una estructura cristalina similar, pero la tipo X posee una
relación sílica/alúmina menor que del tipo Y. La zeolita tipo X es mucho menos estable
hidrotérmicamente que la zeolita tipo Y. Actualmente todos los catalizadores de FCC
utilizan la zeolita tipo Y en algunas de sus variaciones.
La zeolita tipo ZSM-5 por su parte, es utilizada como un aditivo para mejorar el octanaje
de la gasolina y aumentar la producción de olefinas en el rango C3-C5.
Propiedades de la zeolita:
Las propiedades de la zeolita están estrechamente relacionadas con el desempeño
global del catalizador de FCC. Desde que se introduce en la unidad, la zeolita debe
mantener sus propiedades catalíticas con condiciones de operación bastantes severas.
El ambiente que enfrenta la zeolita en el reactor y regenerador pueden causar cambios
significativos en la química y estructura de la misma. Adicionalmente, los contaminantes
presentes en la carga pueden afectar la integridad de los cristales. Estos cambios en la
estructura de la zeolita se engloban dentro del término desactivación. La zeolita se
desactiva dentro del regenerador por tres mecanismos: dehidroxilación, desaluminación
y destrucción del cristal.
Parámetro de Celda:
42
El parámetro de Celda es una medida de los sitios ácidos por cada celda unidad. Los
átomos de alúmina cargados negativamente son la fuente de sitios activos en la zeolita.
Los átomos de sílice no poseen ninguna actividad. En consecuencia, un aumento en la
relación Si/Al conduce a un menor número de sitios por celda unidad. Como los átomos
de alúmina son más voluminosos que los átomos de sílice, cuando la relación Di/Al
aumenta, el tamaño de la estructura de la zeolita se estrecha, disminuyendo el
parámetro de celda. De esta manera se relacionan la relación Si/Al, el parámetro de
celda y el número de sitios activos. La reducción del parámetro de celda (mayor relación
Si/Al) produce una pérdida de actividad por unidad de peso de zeolita, por lo que más
cantidad de zeolita es requerida si se desea mantener la actividad del catalizador.
La disminución en el número de sitios activos disminuye la actividad de transferencia de
hidrógeno de la zeolita, por lo que se obtiene una mejora en el octanaje de la gasolina y
una mayor producción de olefinas C3 y C4, y una disminución de en el coque.
Nivel de Tierras Raras:
Las tierras raras sirven de puente para estabilizar los átomos de alúmina en la estructura
de la zeolita. Con lo cual se evita que los átomos de alúmina salgan de la estructura de
la zeolita cuando el catalizador es expuesto a altas temperaturas en presencia de vapor
en el regenerador. Una zeolita intercambiada con tierras raras se equilibra a altos
valores de parámetro de celda, mientras que una zeolita no intercambiada con tierras
raras se estabiliza a bajos valores de parámetros de celda. Al aumentar las tierras raras
se incrementa la actividad de la zeolita y la selectividad a gasolina mientras que se
obtiene una disminución en el octanaje de la gasolina como consecuencia de la mayor
ocurrencia de reacciones de transferencia de hidrógeno.
Contenido de Sodio:
43
El Sodio disminuye la estabilidad hidrotérmica de la zeolita. Además reacciona con los
sitios ácidos de la zeolita reduciendo la actividad.
4.2 Matriz
La matriz ofrece al catalizador de FCC los siguientes beneficios:
Provee sitios accesibles para el craqueo de moléculas grandes de alto rango de
ebullición.
Es relativamente estable ante el ataque del vanadio y bajo condiciones de severidad
hidrotérmica.
No presenta limitaciones por difusión en el craqueo de moléculas de alto rango de
ebullición.
Los sitios ácidos de la matriz actúan como trampa de sacrificio para los compuestos
básicos presentes en la carga, protegiendo a la zeolita.
La estructura de poros grandes provee un fácil acceso a las moléculas grandes
permitiendo un buen nivel de conversión de este tipo de moléculas. El control de la
estructura de los poros de la matriz determina la facilidad del despojamiento, propiedad
muy importante en la operación de FCC. Debido a su composición y estructura, las
matrices no se desactivan por el Vanadio como lo hace de la zeolita. Sin embargo, la
matriz sirve al Níquel como soporte para dispersarse, lo cual incrementa su actividad
deshidrogenante, con un impacto negativo en la producción de gas seco y coque.
El efecto de variar la relación zeolita/matriz es muy importante en el comportamiento del
catalizador. Cuando la contribución de la actividad de matriz aumenta, la selectividad a
hidrógeno y a coque disminuye, mientras que la conversión de fondos mejora. El
aumento inicial en la selectividad a gasolina indica que una pequeña cantidad de matriz
44
produce un efecto sinérgico con la zeolita, es importante señalar que un aumento
excesivo en el área de matriz no mejora la conversión de fondos.
En resumen, una matriz activa producirá un aumento en el rendimiento de gas, coque y
olefinas C3 y C4, generalmente a expensas de gasolina. La matriz provee una reducción
en el rendimiento de fondos y mejora la resistencia a la contaminación por Vanadio. Las
matrices de baja actividad están compuestas por arcillas de sílice, debido a su baja
acidez producen muy poco coque y gas, a diferencia de las matrices de alta actividad.
4.3 Aglomerantes y soportes
El aglomerante sirve como un pegamento para mantener a la zeolita, la matriz y el
soporte unidos. El aglomerante puede o no tener actividad catalítica. La importancia del
aglomerante se hace predominante con catalizadores que contienen altas
concentraciones de zeolita. El soporte es una arcilla incorporada al catalizador para
diluir su actividad, generalmente se utiliza caolín.
Las funciones del aglomerante y el soporte son proveer resistencia física al catalizador
(densidad, resistencia a la atrición, distribución de tamaño de partícula, etc.), servir de
medio de transferencia de calor y de fluidización, sobre los cuales se dispersa el
componente más valioso: la zeolita.
En resumen, la zeolita es el principal ingrediente del catalizador de FCC, proveyendo el
craqueo selectivo. Cambios en la zeolita afectan la actividad, selectividad y calidad de
los productos. Una matriz activa puede mejorar el craqueo de fondos y la resistencia a la
contaminación por Vanadio y Nitrógeno. Una matriz con poros muy pequeños puede
afectar la capacidad de despojamiento del catalizador y aumentar el rendimiento de
coque. El aglomerante y el soporte proveen la integridad física y la resistencia
mecánica.
4.4 Aditivos para Unidades de FCC
45
Los principales beneficios del uso de aditivos en Unidades de FCC son modificar los
rendimientos y reducir la cantidad de contaminantes emitidos en el regenerador. Los
principales aditivos son:
Aditivos Promotores de Combustión
Aditivos para reducir SOx, NOx
Aditivos mejoradores de octano
Aditivos pasivadores de Vanadio y Níquel
Aditivos de Conversión de Fondo
En la actualidad se inyecta a la Unidad de FCC el aditivo mejorador de octano ST-5, el
cual es un aditivo que contiene la zeolita ZSM-5.
La zeolita ZSM-5 es un aluminosilicato cristalino similar a la faujasita, pero con una
relación Si/Al mucho mayor: de 30 a 70 para la ZSM-5 tradicional, y mayor a 300 la ZSM-
5 modificada. La zeolita ZSM-5 posee canales con un diámetro de 5.6 Ansgstroms de
diámetro, su particular estructura permite que solo determinadas moléculas ingresen a
los poros y reaccionen, lo cual es conocido como selectividad de forma. Las moléculas
que pueden entrar en los poros de la ZSM-5 son las moléculas lineales de cadena larga
presentes en el rango de la gasolina. El resultado de utilizar ZSM-5 es una disminución
en el rendimiento de la gasolina y un aumento en el de las Olefinas y en octanaje de la
gasolina. La ZSM-5 no afecta la selectividad a coque, gas seco y la conversión de la
Unidad.
46
4.5 Reacciones Desfavorables
Los catalizadores de Craqueo Catalítico Fluidizado son desactivados por el proceso de
coquificación que ocurre durante la reacción de craqueo, por lo efectos de la
regeneración y los contaminantes de la carga.
La desactivación puede ser de manera temporal o permanente, dependiendo del tipo y
causa del proceso des desactivación.
4.5.1 Desactivación térmica e hidrotérmica
La desactivación térmica del catalizador es una desactivación permanente que ocurre a
muy altas temperaturas, causadas por alimentaciones severas ( la carga que
accidentalmente se dirige al regenerador en lugar de ir al Riser) y la excesiva exposición
del aceite de antorcha. El efecto de la desactivación térmica es usualmente más severo
que aquella causada por la desactivación hidrotérmica (vapor), aunque siempre hay algo
de vapor presente en el regenerador.
La pérdida de actividad por efecto térmico es causada por la fusión de las estructuras
activas del catalizador. Puede detectarse por la pérdida del volumen de poro, área
superficial y la formación de ciertas fases de alúmina. Los catalizadores de equilibrio que
están desactivados térmicamente muestran la presencia de cantidades significativas de
cristobalita y mullita, que son estructuras que se producen a temperaturas superiores a
los 1800 °F.
La desactivación hidrotérmica también origina una pérdida de actividad permanente y es
el mecanismo de pérdida de actividad prevalente en el ciclo de regeneración. La
desactivación hidrotérmica origina la desaluminización de la zeolita y subsecuente
pérdida de la cristalinidad (y área superficial), así como también el cambio del tamaño de
poros y la pérdida del área superficial de la matriz.
47
Los efectos del envejecimiento y la desactivación del catalizador pueden ser minimizados
usando un catalizador con componentes estables. La estabilidad del catalizador tiene
muchas definiciones: Porcentaje de retención del área superficial, porcentaje de
retención de la selectividad, etc. La estabilidad del catalizador es una propiedad
inherente al catalizador, basada en el tipo y la manufactura de los componentes
catalíticos.
4.5.2 Desactivación por Coquificación
El coque es un compuesto carbonoso depositado sobre el catalizador durante el proceso
de craqueo catalítico. Contribuye positivamente al balance energético de la unidad a
nivel del regenerador, aportando calorías al sistema para compensar las pérdidas
ocurridas durante el craqueo catalítico, impidiendo la accesibilidad de la carga a los sitios
ácidos y por ende, disminuyendo la actividad catalítica.
El mecanismo de formación de coque es complejo: Alquilación de aromáticos y
oligomerización de olefinas, seguidos por ciclización y aromatización vía transferencia de
hidrógeno; posteriores condensaciones llevan a la formación de coque. La composición
del coque es compleja y variada dependiendo de las condiciones en que se obtenga, sin
embargo, la concepción de un coque muy poliaromático pareciera ser la más acertada.
La tendencia a formar coque va a depender del tipo de zeolita usada. Sobre una zeolita
Y, el coque está favorecido debido a la facilidad de formación del mismo dentro de una
estructura porosa que le permite ubicarse sin restricciones geométricas.
Siendo favorecida la formación de coque por reacciones de transferencia de hidrógeno,
catalizadores en base a zeolita USY tendrán menos tendencia a formar coque que
catalizadores en base a zeolita REY. Bajo condiciones parecidas, una carga aromática
ayudará a formar más coque sobre el catalizador que una carga parafínica. Compuestos
olefínicos promueven la formación de coque. En general, el coque depositado en un
catalizador de FCC posee una relación H/C que varía de 0.5 a 1.0.
48
Por otro lado se tiene que el coque es depositado sobre el catalizador de acuerdo a la
siguiente ecuación:
donde:
Cc: %peso de coque que permanece sobre el catalizador
A: Coeficiente que varía con las propiedades de la carga, catalizador y temperatura.
Tc: Tiempo de residencia del catalizador
N: Constante
4.5.2.1Eliminación del Coque durante la Regeneración
El Coque formado sobre el catalizador debería ser reducido a 0.1 %peso o menos para
optimizar su comportamiento. Esto es acompañado por un sistema de distribución de
aire en el Regenerador, que mezcle eficientemente el aire de combustión y el catalizador
gastado, operando el regenerador a altas temperaturas. A continuación se muestra la
ecuación de la velocidad de quemado del carbón:
donde:
C: Carbón sobre el catalizador (dc= cambio en el %peso de coque)
T: Tiempo (dt= cambio en tiempo)
K: Constante de velocidad
P: Presión total del sistema
yO2: Fracción molar del oxígeno
R: Constante Universal de los gases
T: Temperatura
49
E: Energía de activación
De esta ecuación puede observarse que la velocidad de quemado del carbón puede ser
aumentada, aumentando la temperatura del regenerador, aumentando el aire de
combustión y disminuyendo la presión del regenerador.
Reacciones de Oxidación: Calor liberado (BTU/Lb carbón)
C + ½ O2 CO 4400
CO + ½ O2 CO2 10160
--------------------------------------------------------------- ---------
C + O2 CO2 14560
4.5.3 Desactivación por Contaminantes de la carga
Contaminantes tales como Níquel, Vanadio, Azufre y Nitrógeno están contenidos en los
gasóleos en mayor o menor grado. Los reservorios de crudos o gasóleos están
asociados normalmente con salmueras (aguas saladas) que contienen metales alcalinos
y metales de tierras raras. Consecuentemente, Sodio, Calcio y magnesio se encuentran
en la mayoría de los gasóleos. Los metales en la carga a FCC se depositan sobre el
catalizador. El Vanadio y el Sodio causan una desactivación permanente del catalizador,
mientras que el Nitrógeno es un veneno temporal.
4.5.3.1Vanadio
El Vanadio es particularmente dañino para el comportamiento del Catalizador, debido a
que lo desactiva y causa el rendimiento de subproductos que lo deterioran. Se cree que
forma el ácido vanádico de los óxidos de Vanadio en el regenerador de FCC en
presencia de vapor, según la siguiente ecuación:
50
V2O5 (s) + 3H2O 2H3VO4 (v)
El ácido vanádico es un ácido fuerte que puede destruir la zeolita por la hidrólisis de la
estructura SiO2/Al2O3. La desactivación del catalizador debida al Vanadio ocurre según el
siguiente mecanismo:
El Vanadio es también un catalizador para la deshidrogenación que causa un aumento
del rendimiento de hidrógeno y delta coque. Este último efecto ocurre debido a que la
formación del coque contaminante es iniciada por el Vanadio. Los hidrocarburos
olefínicos pesados son formados por efecto deshidrogenante del Vanadio. Estos
productos olefínicos y aromáticos forman coque como productos de condensación que
se deposita sobre el catalizador.
La degradación de los rendimientos no sólo es causada por los efectos de la
deshidrogenación del Vanadio, sino también por la pérdida de la actividad del
51
Porfirinas de la carga (V+3, V+4) + Catalizador FCC
Calor del Reactory Ambiente reductor
(V+3, V+4) en la superficie del Catalizador FCC
RegenradorOxidación
V2O5 (V+4, V+5)sobre la superficie del catalizador
+ VaporEspecies H3VO4, V+5
móviles sobre el catalizador
Migración H3VO4, V+5
de partícula a partícula
Destrucción de la zeolita y formación de una zeolita Inestable como en A y B
C
A
+ Tierras raras (RE)en zeolita
RE + H3VO4,forman Vanadatos de RE,
haciendo zeolitas inestables
B
Destrucción de la zeolita por la hidrólisis de la
estructura de la SiO2/Al2O3
catalizador. Cuando la actividad del catalizador de craqueo disminuye, la conversión
debe ser mantenida por medio del aumento de la severidad de la unidad. Los problemas
asociados al vanadio también pueden minimizarse aumentando la adición de catalizador,
o también puede ser reducido mediante el uso de la tecnología de "Trampas de
Vanadio”.
4.5.3.2Alcalis y metales de tierras alcalinas
Todos los metales alcalinos y metales de tierras raras son perjudiciales para el
catalizador de craqueo. El Sodio es el más abundante d estos contaminantes en los
crudos y el más nocivo, afortunadamente este es removido del crudo mediante
operaciones de desalación.
Los metales alcalinos (Na, K) y metales de tierras alcalinas (Ca, Mg, Ba) forman
eutécticos con los catalizadores de craqueo catalítico. Los efectos dañinos son
magnificados cuando se incrementa la severidad del Regenerador, en las condiciones
del Regenerador, los eutécticos pueden fundirse causando pérdida de actividad y en
casos extremos, ruptura de la estructura.
Todos los catalizadores sufren pérdida de actividad debido al Sodio, pero la magnitud de
la misma depende de la calidad y formulación del catalizador. Algunas zeolitas son
inheretemente más estables que otras.
4.5.3.3Nitrógeno
El nitrógeno básico parece desactivar temporalmente el catalizador. La actividad del
catalizador parece ser restaurada cuando el Nitrógeno Básico es quemado del
catalizador. Esto contribuye a la contaminación del aire cuando es oxidado a Nox en el
regenerador. La actividad efectiva de los catalizadores de craqueo fluidizado es
reducida por la adsorción de compuestos aromáticos nitrogenados en el catalizador y por
neutralización de los sitios ácidos. Los compuestos de nitrógeno adsorbidos, bloquean
52
los sitios ácidos, además el coque depositado y el nitrógeno básico neutralizan los sitios
ácidos.
La remoción de nitrógeno mediante el hidrotratamiento de la carga es la manera más
efectiva de eliminar estos compuestos. Para contrarrestar los efectos del nitrógeno se
debe formular un catalizador con un alto contenido de zeolita y con una matriz activa. La
relación Z/M debe ajustarse de tal manera de alcanzar la actividad, rendimiento y
selectividad a los objetivos deseados. Al mismo tiempo se puede aumentar la
temperatura del reactor y la relación Catalizador/Aceite para resistir la desactivación del
nitrógeno.
4.5.3.4Níquel
El Níquel es un catalizador de las reacciones de deshidrogenación fuerte, cerca de
cuatro veces más fuerte que el Vanadio. No causa una disminución en la actividad del
catalizador. Cualquier aumento significante de la cantidad de Níquel en la carga es
rápidamente vista por su efecto sobre el comportamiento de la Unidad. El elevado
rendimiento de Gas Seco y el balance de calor de la Unidad se ve afectado
adversamente por el aumento del delta coque. La temperatura del regenerador aumenta
bruscamente.
El Cobre y el Hierro son también catalizadores de deshidrogenación. El Cobre es similar
en fuerza al Níquel, pero sólo pequeñas cantidades se encuentran en la mayoría e los
crudos. El Hiero es un catalizador de deshidrogenación muy débil.
Cuando se carga a la Unidad una alimentación con muy alto contenido de Níquel, es
necesario inyectar en la carga pasivadores líquidos tal como el antimonio. Como el
Níquel, el Antimonio se deposita sobre la superficie del catalizador y forma una aleación
con este. La aleación tiene una actividad deshidrogenante mucho menor que el Níquel
sólo.
Aunque el Níquel se deposita principalmente sobre la matriz del catalizador, se puede
obtener una selectividad mejoradas que resistan el efecto del Níquel.
53
4.5.3.5Azufre
El azufre no tiene un efecto sobre el comportamiento del catalizador de craqueo
fluidizado, pero aumenta la tendencia que tienen las cargas a formar coque, por su
aparición en el coque depositado sobre el catalizador gastado.
Aunque el azufre tiene poco efecto en el comportamiento de la unidad puede causar
corrosión y serios problemas de salud y calidad de productos.
4.5.3.6Residuo de Carbón
El carbón conradson es problemático debido a que aumenta el delta coque en el
catalizador, teniendo en algunos casos que reducir la carga a la Unidad para reducir la
conversión.
El carbón conradson contribuye al delta coque en la forma de coque aditivo. Es posible
algunas veces disminuir este efecto, haciendo cambios de composición en el catalizador
que compensen el coque aditivo, disminuyendo el coque catalítico. La mejor selectividad
al coque catalítico se obtiene generalmente en un catalizador con una relación Z/M
moderada, compuesto por un intercambio bajo de tierras raras intercambiadas con una
zeolita ultraestable Y, y suficiente matriz activa selectiva al coque, para proporcionar los
requerimientos del craqueo de fondos.
5. BALANCE DE MASA Y ENERGÍA (BASES DE DISEÑO)
A continuación en la tabla N° 2 se muestra el Balance de masa y energía de la Unidad
de FCC según las bases de diseño para la unidad modificada del año 1991.
54
TABLA N° 2
BALANCE DE MASA Y ENERGÍA
ALIMENTACIONES
Gasóleo de
tanques
330x1/2
Gasóleo desde
Unidad de Vacío
Aire al
soplador
Alimentación
extra desde
PTR
Gases desde
Unidad de PTR
Flujo volumétrico,
BPD
26000 28000 177.1
(MMSCFD)
1684 2.75
(MMSCFD)
Flujo másico, Lb/hr 347862 374620 551832 13375 12407
Presión, psig 50 50 750
(MMHG)
210 75
Temperatura, °F 150 300 95 100 100
Gravedad
especifica
0.884 0.831 0.068
(Lb/pie3)
0.513 0.659
Peso molecular 354.9 354.9 28.4 50.7 41.1
55
TABLA N° 2 (Continuación)
BALANCE DE MASA Y ENERGÍA
PRODUCTOS
Gas
Combustible
Olefinas
Totales
Nafta
Liviana
Nafta Mediana Nafta Pesada
Flujo
volumétrico,
BPD
16.67
(MMSCFD)
22260 13047 11701 7755
Flujo másico,
Lb/hr
42947 189145 127967 136802 96567
Presión, psig 202 115 200 200 225
Temperatura, °F 115 100 100 100 100
Gravedad
especifica
0.859 0.557 0.651 0.782 0.836
Peso molecular 23.5 56.2 77 110.6 127.5
56
TABLA N° 2 (Continuación)
BALANCE DE MASA Y ENERGÍA
PRODUCTOS
Aceite Liviano de Ciclo Alquitrán Aromático
Flujo volumétrico, BPD 8197 4435
Flujo másico, Lb/hr 116255 70446
Presión, psig 80 60
Temperatura, °F 125 175
Gravedad especifica 0.944 1.044
Peso molecular 191 296.4
57
6. CONTROL DE PROCESOS
6.1 VARIABLES DE CONTROL:
6.1.1 Control de la temperatura de reacción (Grado de conversión):
El grado de conversión deseado se logra mediante el control de la temperatura del
Reactor (61TIC03), a través de la válvula deslizante de catalizador regenerado 61TV03,
que controla el paso del mismo desde el Regenerador hasta el Reactor.
6.1.2 Control del inventario de catalizador:
El inventario de catalizador en el Reactor se mantiene mediante el controlador de nivel
en el recipiente (61LIC04), que regula el flujo del catalizador hacia el Regenerador
Inferior a través de la válvula deslizante 61LV04.
El inventario de catalizador en el Regenerador sirve como una capacidad adicional para
el catalizador en el sistema y no existe instrumento para el control del nivel, sólo un
registrador el 61LR03, éste nivel cambia con la adición de catalizador al sistema, los
retiros y pérdidas.
6.1.3 Control de la presión del sistema:
La presión del reactor no se controla directamente. La presión del reactor fluctúa con la
presión de la columna principal de fraccionamiento ubicada aguas abajo del reactor. La
presión del acumulador de tope de la columna principal D-6205 es el punto real de
control, de tal manera que la presión del reactor es la suma de la presión del acumulador
de tope de la columna principal más la caída de presión a través de la columna principal
D-6202 los condensadores de tope E-6210 y E-6211 más la caída de presión a través de
los ciclones del reactor y línea asociada.
A fin de mantener el Balance Térmico entre el Regenerador y el Reactor, se requiere
58
mantener un Balance de Presión entre dichos recipientes, típicamente de 33.0 psig en el
Regenerador y 34.5 psig en el Reactor, que se logra con el control de presión en el
Regenerador. Este balance de presión y las columnas hidrostáticas de catalizador
fresco y gastado garantizan las condiciones para la circulación de catalizador a través de
la válvulas deslizantes 61TV03 y 61LV04 entre el Reactor y el Regenerador, previniendo
a su vez, el paso de aire hacia el Reactor o el paso de gasóleo hacia el Regenerador
Superior, denominados flujo inverso. A fin de evitar el flujo inverso, cada válvula
deslizante dispone de un controlador de presión diferencial en paralelo con los
controladores recpectivos, que cierra la válvula si dicho diferencial se reduce por debajo
de un límite de seguridad, 2 psi. Estos son los controladores 61PDIC29 y 61PDIC34
para la 61LV04 y 61TV03, respectivamente.
La presión del Regenerador se controla ya sea por el controlador de presión del
Regenerador, 61PIC15 o por el controlador de presión diferencial entre el reactor y el
regenerador, por el 61PDC26, por medio del desalojo de los gases de combustión hacia
la atmósfera, ya sea pasando por el Expansor hacia el Tren Recuperador de Potencia, a
través de la válvula 61PV15A colocada a la entrada del Expansor, o por la válvula de
desvío del Expansor 61PV15B, colocada aguas arriba de la válvula de entrada al
Expansor, hacia la caldera generadora de vapor B-6102.
6.1.4 Control de la Combustión:
El control de combustión en el Regenerador Inferior se logra mediante el ajuste de la
temperatura de combustión en el mismo, a través del 61TIC02, que regula la circulación
de catalizador desde el Regenerador Superior al Inferior, a través de la válvula deslizante
61TV02.
59
6.2. SISTEMA DE CONTROL DE PROCESOS
6.2.1. Equipos.
Desde el punto de vista de Equipos (Hardware), el sistema de control de procesos
existente para la Unidad de FCC es el TDC-3000 de Honeywell, el mismo fue instalado
en el año 1991 durante el Desarrollo del Proyecto “Optimización de Procesos de la
Refinería El Palito”.
La instalación del Sistema TDC-3000 se realizó utilizando como base el Sistema TDC-
2000 existente para entonces en la Refinería El Palito. Basado en esto, al instalar la
estructura del TDC-3000, se pudo aprovechar parte de la base instalada con el TDC-
2000, específicamente las redes de Control existentes, lo que minimizó la inversión.
Actualmente el TDC-3000 existente posee seis redes de Control, cuatro originales
provenientes del TDC-2000 llamadas “Data Hiway” y dos nuevas instaladas con el TDC-
3000 llamadas “Red de Control Universal” (UCN según sus siglas en Inglés).
A las Redes de Control se conectan los Equipos que realmente ejecutan las acciones de
Control sobre el Proceso, estos equipos se denominan Cajas Controladoras Básicas (en
el caso de la Red Data Hiway) y “Process Manager” (PM), “Advanced Process Manager”
(APM) o “High Performance Process Manager” (HPM) , en el caso de las Redes UCN.
En la Refinería El Palito existen actualmente cuatro Redes Data Hiway denominadas
Hiway 1, Hiway 2, Hiway 3, Hiway 4; adicionalmente existen dos Redes UCN
denominadas UCN 5 y UCN 6. Estas Redes de Control están distribuidas, en lo posible,
de acuerdo a las Áreas de Procesos, es decir, existen unas redes de control para las
Áreas de Destilación y Especialidades (Hiway 1, 2 y 4) y UCN 6, y unas Redes de
Control para las Áreas de Conversión y Tratamientos (Hiway 3 y 4) y UCN 5.
Dentro de las Redes pertenecientes a Conversión y Tratamientos, la Unidad de FCC está
distribuida de la siguiente forma:
60
RED DE CONTROL CAJAS CONTROLADORAS
HIWAY 3 5,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,22
HIWAY 4 6,7,49,50
UCN 5 PM 09/10 Y APM 17/18
AM AM27, AM32
6.2.2. Aplicaciones.
Desde el punto de vista de Sofware, en la Unidad de FCC existen instaladas una serie
de Aplicaciones de Control las cuales serán descritas brevemente. Existen esquemáticos
que permiten al Operador accesar dichas Aplicaciones, los esquemáticos son llamados
desde el teclado de Operación presionando las teclas con etiqueta REACT REG, D-
6202, CONC GASES, para las Aplicaciones de la sección de Reacción, la fraccionadora
Principal y Gascon respectivamente.
Existen las siguientes Aplicaciones de Control con Restricciones y Controles de
Relación:
1.- Control de Vapor en el despojador de Nafta Pesada (D-6203):
Este esquema tiene como objetivo controlar la relación de despojamiento, en el
despojador de Nafta Pesada (D-6203), en un valor tal que permita optimizar el punto de
inflamación del producto.
El esquema de Control mantiene la relación de despojamiento en el valor fijado por el
Operador o por el Ingeniero de Procesos, ajustando el flujo de vapor de agua al
despojador a medida que el flujo de Nafta Pesada varía. El algoritmo de Control
determina el flujo de vapor a ser inyectado en el despojador , basado en la siguiente
ecuación:
61
De la ecuación anterior se despeja el Flujo de Vapor necesario para mantener una
relación determinada.
La Aplicación está configurada para que el Operador coloque el punto de ajuste o
“Setpoint” en el punto del TDC-3000 denominado 62FCC17 (Controlador de relación), el
valor de la Relación de Despojamiento que se desea mantener y éste último se encarga
de determinar y fijar el Punto de ajuste al Controlador de Flujo de Vapor al despojador
(62FIC16), de acuerdo a la ecuación arriba descrita.
2.- Control de Vapor en el despojador de ALC (D-6204):
Este esquema tiene como objetivo controlar la relación de despojamiento, en el
despojador de Aceite Liviano de Ciclo (D-6204), en un valor tal que permita optimizar el
punto de inflamación del producto.
El esquema de Control mantiene la relación de despojamiento en el valor fijado por el
Operador o por el Ingeniero de Procesos, ajustando el flujo de vapor de agua al
despojador a medida que el flujo de Aceite Liviano de Ciclo varía. El algoritmo de Control
determina el flujo de vapor a ser inyectado en el despojador , basado en la siguiente
ecuación:
De la ecuación anterior se despeja el Flujo de Vapor necesario para mantener una
relación determinada.
La Aplicación está configurada para que el Operador coloque el punto de ajuste o
“Setpoint” en el punto del TDC-3000 denominado 62FCC16 (Controlador de relación), el
valor de la Relación de Despojamiento que se desea mantener y éste último se encarga
de determinar y fijar el Punto de ajuste al Controlador de Flujo de Vapor al despojador
(62FIC17), de acuerdo a la ecuación arriba descrita.
62
3.- Control de Vapor en el despojador de Aceite Pesado de Ciclo (D-6224):
Este esquema tiene como objetivo controlar la relación de despojamiento, en el
despojador de Aceite Pesado de Ciclo (D-6224), en un valor tal que permita optimizar el
punto de inflamación del producto.
El esquema de Control mantiene la relación de despojamiento en el valor fijado por el
Operador o por el Ingeniero de Procesos, ajustando el flujo de vapor de agua al
despojador a medida que el flujo de Aceite Pesado de Ciclo (APC) varía. El algoritmo de
Control determina el flujo de vapor a ser inyectado en el despojador, basado en la
siguiente ecuación:
De la ecuación anterior se despeja el Flujo de Vapor necesario para mantener una
relación determinada.
La Aplicación está configurada para que el Operador coloque el punto de ajuste o
“Setpoint” en el punto del TDC-3000 denominado 62FCC79 (Controlador de relación), el
valor de la Relación de Despojamiento que se desea mantener y éste último se encarga
de determinar y fijar el Punto de ajuste al Controlador de Flujo de Vapor al despojador
(62FIC79), de acuerdo a la ecuación arriba descrita.
4.- Control de despojamiento de H2S en la despojadora D-6212 :
Este esquema tiene como objetivo controlar la relación de Gas de Tope/Carga necesaria
en el Despojador de H2S (D-6212), para controlar el contenido de H2S por debajo del
límite máximo permisible en las Olefinas sin tratar alimentadas a la Unidad de Aminas;
por ende se logra una disminución en el consumo de Soda caústica en la Unidad de
Merox Olefinas.
El esquema está sujeto a las siguientes restricciones:
63
- Mínima relación Gas/Carga en el despojador de H2S, D-6212.
- Mínima temperatura de la carga al despojador de H2S, D-6212.
- Máxima temperatura de la carga al despojador de H2S, D-6212.
La estrategia está configurada para que el Operador coloque en el punto de ajuste (SP)
del punto 62FFC33, el valor de la relación Gas/Carga que desea mantener en el
despojador de H2S. Por otra parte, se debe asignar un valor máximo y otro mínimo a la
temperatura de la carga del despojador, en los puntos 62TIC45A y 62TIC45B,
respectivamente; de esta forma el selector de restricciones identificado con el nombre
62FS33, seleccionará la restricción más limitante entre la relación y las temperaturas,
fijando el punto de ajuste (SP) del controlador de Flujo de gases de Tope, 62FIC33A.
El controlador 62FIC33A antes mencionado, fija entonces la relación Calor/Carga
requerida en el Punto de Ajuste (SP) del controlador Calor/Carga identificado por la sigla
62QFC33. Finalmente, la cascada de control se completa ajustando el flujo de ALC al
rehervidor de fondo del Despojador E-6221, 62FIC34.
El calor total adicionado a la despojadora se determina como la suma de los calores
sensibles de los dos rehervidores de fondo E-6220 y E-6221, tomando en cuenta los
flujos, temperaturas y capacidades caloríficas de los fluidos asociados a cada rehervidor.
5.- Control de Calor/Carga fondo D-6215.
La función de la Aplicación es mantener una extracción de calor constante con el
objetivo de minimizar el contenido de C3/C3= en el fondo de la torre despropanizadora
D-6215, sujeto a las siguientes restricciones:
- Máximo extracción calor/carga en el intercambiador E-6229.
- Mínima salida (OP) del controlador de presión tope torre despropanizadora D-6215.
- Máximo flujo de nafta pesada por el intercambiador E-6229.
La estrategia está configurada para que el operador coloque en el punto de ajuste (SP)
de la sigla 62QFC38, el valor de la relación calor/carga que desea mantener en el fondo
de la torre D-6215. Asimismo, se debe asignar un valor mínimo de apertura para la
válvula controladora de presión del tope, en la sigla 62ZC83 y un valor máximo de flujo
de nafta, en la sigla 62FIC38A. De esta forma el selector de restricciones identificado
64
con la sigla 62QFS38 seleccionará la restricción más limitante entre la relación
calor/carga, la apertura de la válvula y el flujo máximo de nafta, fijando el punto de
ajuste (SP) del controlador de flujo al E-6229, 62FIC38.
Adicionalmente, en la Unidad de FCC se encuentran instaladas a partir de Septiembre
de 1999 tres Aplicaciones de Control Avanzado pertenecientes a la generación de
controladores multivariables denominados “RMPCT” ( Robust Multivariable Process
Control Technology ) , tecnología de control avanzado de la empresa Honeywell Hi Spec
Solutions.
Entre las características más resaltantes de estos controladores destacan:
Control tipo multivariable:
- Manipula simultáneamente todas las variables manipuladas para satisfacer los
objetivos de control fijados.
- Relaciona el efecto de cualquier cambio en el punto de ajuste de una variable
manipulada en todas las variables controladas y encuentra la mejor
alternativa de operación.
- Relaciona el efecto de cualquier perturbación del proceso en todas las
variables controladas y encuentra la mejor alternativa de operación.
Control tipo predictivo:
- Predice el comportamiento de todas las variables controladas
- Predice la violación de límites operacionales
- Actualiza las predicciones con datos del DCS.
Control tipo con restricciones:
- Considera todas las limitaciones de tipo operacional y respetando las mismas
obtiene la mejor alternativa económica de operación, dentro de los límites
fijados.
- Fija restricciones duras para todas las variables manipuladas
- Rango de operación siempre será respetado
65
- Límites alto y bajo
- Límites rata de cambio en el punto de ajuste.
- Fija restricciones blandas para todas las variables controladas
- Rango de operación puede ser violado para obtener la mejor
alternativa económica de operación
- Límites alto y bajo
Control tipo optimizador:
- Controla la operación de la Unidad en un punto que maximiza los beneficios.
- Minimiza los errores de desviación en las variables controladas
- Minimiza el ajuste de las variables manipuladas
- La optimización incluye en un sólo objetivo programación lineal y no lineal.
Control tipo robusto:
- Tiene un óptimo rechazo a las perturbaciones con un desempeño óptimo ante
cambios de puntos de ajuste de las variables controladas o de los límites en el
rango de las mismas. No requiere trayectorias de referencia y tolera cambios
en la dinámica del modelo.
- La optimización y el controlador están integrados en una sola solución
robusta.
Los Controladores instalados en la Unidad de FCC, están distribuidos de la siguiente
manera:
Un Controlador en la sección Reactor-Regenerador, 61RMP01.
Un Controlador en la Columna Principal, 62RMP01.
Un Controlador en la sección de Recuperación de Gases, 62RMP02.
En las Figuras N° 5,6 y 7 se muestran los detalles de cada uno de los contrtoladores.
66
67
CONTROLADOR (61RMP01)
UNIDAD DE FCC
REACTOR/ REGENERADOR
VARIABLES DE PERTURBACIÓN
(NO IDENTIFICADAS)
EXCESO DE O2 EN GASES DEL RG 61AX02
TEMP. RG FASE DENSA 61TI10-12
TEMP. RG FASE DILUIDA 61TI13-14
TEMP. CICLONES RG 61TI15--20
VELOCIDAD CICLONES 1° RG 61FCC07A
VELOCIDAD CICLONES 2° RG 61FCC07B
CONSUMO MOTOR DE LA URP 61IR01
% BOMBEO DE LA URP 61FX60A
POSICIÓN VÁLV. GASES COMB AL EXPANSOR 61PV15A.OP
RELACION CATALIZADOR/ACEITE 61FFC01
VELOCIDAD DEL RISER RX 61FCC005
VELOCIDAD ENTRADA A LOS CICLONES RX 61FCC006
RELACION CATALIZADOR/ACEITE 61FFC01
VELOCIDAD DEL RISER RX 61FCC005
VELOCIDAD ENTRADA A LOS CICLONES RX 61FCC006
DIF. PRESIÓN VALV. CATALIZ. GASTADO 61PDC29
RELACIÓN VAPOR / CIRCUL. CATALIZADOR 61FFC05
RELACIÓN LIFT GAS / CARGA 61FFC98
RELACIÓN LIFT GAS / VAPOR DE ATOMIZACIÓN 61FFC06
PRODUCCIÓN DE OLEFINAS 62FX82A
FLUJO NAFTA LIVIANA 62FIC103
FLUJO NAFTA MEDIANA 62FIC100
FLUJO NAFTA PESADA 62FIC121
FLUJO ALC 62FQ18
FLUJO APC 62FIC80, FLUJO ALQUITRAN 62FQ71
POSICIÓN VAL. PRESION SUCCIÓN COMPRES.GAS HUM.
62PIC39.OP
VELOC. COMPRESOR. GAS HÚMEDO 61SI01
DIF. PRESIÓN VALV. CATALIZ. REGENERADO 61PDC34
VARIABLES CONTROLADAS
VARIABLES MANIPULADAS
ALIMENTACIÓN A LA UNDAD 62FIC03
TEMPERATURA DEL REACTOR 61TIC03
TEMPERATURA CARGA COMBIMNADA 61TIC22
FLUJO DE AIRE AL REGENERADOR 61FIC08
PRESIÓN SUCCIÓN COMPRESOR GAS 62PIC39
DIFERENCIAL PRESIÓN RX/RG 61PDC26
VAPOR AL DESPOJADOR DEL REACTOR 61FIC05
VAPOR AL DESPOJADOR DEL REACTOR 61FIC05C
LIFT GAS 61FIC98
VAPOR DE ATOMIZACIÓN 61FIC06
VAPOR DE ATOMIZACIÓN 61FIC96
68
Figura N°5 : Controlador RMPCT de la Sección de Reacción
CONTROLADOR (62RMP01)
UNIDAD DE FCC
FRACCIONADORA PRINCIPAL
VARIABLES MANIPULADAS
VARIABLES CONTROLADAS
VARIABLES DE PERTURBACIÓN
90% GASOLINA DE TOPE 62GNE90
90% NAFTA PESADA 62HNC90
90% DE ALC 62LCO90
PUNTO DE INFLAMACIÓN DEL ALC 62LCOFP
TEMPERATURA DE FONDO D-6202 62TI03
REFLUJO DE TOPE 62FIC23
POSICION VALV. DE REFLUJO 62FIC23.OP
RELACIÓN CALOR/CARGA NP 62QFC104
RELACION CALOR/CARGA APC 62QFC105
% INUNDACION PLATO 6 D-6202 62XC39A
POSICIÓN VÁLV. REFLUJO TOPE 62FIC23.OP
FLUJO ALQUITRAN AROMATICO 62FQ71
POSICIÓN VALV. NIVEL DESPOJ. NP 62LIC06.OP
POSICIÓN VALV. NIVEL DESPOJ. ALC 62LIC07.OP
POSICIÓN VALV. NIVEL DESPPOJ. APC 62LIC67.OP
FLUJO GASOLINA NO ESTABILIZADA 62FIC22
RECIRCULACIÓN DE ALC 62FIC32
ALIMENTACIÓN A LA UNIDAD 62FIC03
TEMPERATURA DEL REACTOR 61TIC03
PRESIÓN TOPE D-6202 62PIC39
TEMPERATURA DE TOPE D-6202 62TIC77
FLUJO NAFTA PESADA 62FIC121
FLUJO ALC A RESIDUAL 62FIC18
FLUJO ALC A DIESEL 62FIC81
FLUJO APC 62FIC80
FLUJO QUENCH 62FIC12
RECIRCULACION DE NAFTA PESADA
62FIC104
RECIRCULACIÓN DE APC 62FIC105
RECIRCULACION DE A. A. 62FIC10
RECIRCULACION DE A. A. 62FIC11
69
Figura N°6 : Controlador RMPCT de la Fraccionadora Principal
CONTROLADOR (62RMP02)
UNIDAD DE FCC
GASCON
VARIABLES MANIPULADAS
VARIABLES CONTROLADAS
VARIABLES DE PERTURBACIÓN
RVP FONDO DEPENTANIZADORA 62DEBRVP
% INUNDACIÓN TOPE DEPENTANIZADORA 62XC77A
REFLUJO INTERNO DEPENTANIZADORA 62FX37
TEMP. PLATO 32 DE LA DEPENTANIZADORA 62TIC52
POSICION VALV.SALIDA CTRL.PRESIÓN TOPE D-6213 62PIC77.OP
DIF. PRESION CONDENSADOR TOPE D-6213 62PDC79.OP
DIF. TEMP TOPE D-6213 62TDC01
POSICIÓN VALV. REHERVIDOR FONDO D-6213 62FIC35.OP
RVP NAFTA MEDIANA 62SEPRVP
% INUNDACIÓN TOPE D-6230 62XC1102
REFLUJO TOPE D-6213 62FIC37
TEMPE. PLATO 3 D-6213 62TIC97
PRESIÓN TOPE D-6213 62PIC77
REFLUJO INTERNO D-6230 62FX102
TEMP. PLATO 18 D-6230 62TI111
POSICIÓN VALV.SALIDA CTRL. PRESION TOPE D-6230 62PIC166.OP
DIF. PRESION CONDENSADOR TOPE D-6230 62PDC168.OP
DIF. TEMP TOPE DEL D-6230 62TDC102
POSICIÓN VALV. REHERVIDOR FONDO D-6230 62FIC101.OP
PRODUCCIÓN DE OLEFINAS 62FIC82
FLUJO DE NAFTA LIVIANA 62FIC103
FLUJO NAFTA MEDIANA 62FIC100
REFLUJO TOPE D-6230 62FIC102
TEMP. PLATO 3 D-6230 62TIC164
PRESIÓN TOPE D-6230 62PIC166
(NO IDENTIFICADAS)
70
Figura N°7 : Controlador RMPCT de la sección de Concentración de Gases
71
Por otra parte, además de las Aplicaciones de Control antes descritas, en la Unidad de
FCC existe un Optimizador de la Unidad asociado a un paquete de cálculo de la sección
Reactor – Regenerador, y un paquete de cálculo en la Fraccionadora Principal. A
continuación se hará una breve descripción de las funciones de ambos paquetes.
1.- Paquete de Ingeniería del Reactor/Regenerador (61FCCCAL).
Es una herramienta rigurosa que modela el comportamiento de la unidad de FCC
(FCCSIM), actualmente utilizada en el Optimizador en línea.
El objetivo de este paquete es suministrar en línea un estimado de los siguientes
cálculos:
- Relación Catalizador/Aceite (CV del controlador)
- Circulación de catalizador (Ton/min)
- Hidrógeno en coque (%peso)
- Velocidad superficial Regenerador (pies/seg)
- Conversión de la carga fresca (%peso)
- Rendimiento en coque (%peso)- Producción de coque (lb/hr)
- Delta coque (%peso)
- Presión parcial hidrocarburo en el Riser (atm)
- Producción de:
Nafta Pesada
Nafta Mediana
Nafta Liviana
ALC, APC, Alquitrán
Livianos
Olefinas(lb/hr)
2.- Paquete de Ingeniería de la Fraccionadora Principal (62ATMCAL):
El paquete utilizado es el denominado ATM-CAL, el cual es un programa estructurado en
módulos para modelar una torre fraccionadora y que emplea técnicas de balance de
72
masa y energía para estimar los tráficos de líquido y vapor en las zonas de extracción
y/o retiro de productos en torres fraccionadoras, a partir de los cuales se estima el
porcentaje de inundación en las mismas.
Para el caso particular de la Fraccionadora Principal las salidas del programa son las
siguientes:
- Porcentaje de inundación platos de retiro de productos.
- Flujos de líquido (MBPD) y vapor (MSCFD) en platos de retiro de
productos.
- Relaciones líquido/vapor (MOL/MOL) en platos de retiro de productos.
En ambos casos los cálculos se actualizan cada vez que el paquete es ejecutado, una
vez por minuto, tomando como base los valores de proceso y entrada de datos
manuales. Las entradas de proceso corresponden, por lo general, a valores de flujos y
temperaturas. Por otro lado, la entrada de datos manuales corresponde a valores de
laboratorio, específicamente, los valores de la curva de destilación ASTM (10, 50 y 90%)
para los flujos de recirculación y flujos de productos, en el caso de la Fraccionadora
Principal, y para la carga a la unidad y características del catalizador, en el caso del
Reactor/Regenerador.
3.- Optimizador en línea:
El Optimizador en línea instalado actualmente es tecnología de KBC en conjunto con
Honeywell Hi Spec Solutions, el mismo está basado en una combinación del paquete de
Ingeniería FCCSIM y el Controlador RMPCT de la sección de Reacción.
El paquete de Ingeniería FCCSIM, basado en un modelo riguroso, realiza predicciones
del comportamiento de la Unidad y, tomando en cuenta la economía de las corrientes de
insumos y productos, establece cual es la situación actual económicamente y desde el
punto de vista de proceso.
Una vez establecida la situación actual, el paquete calcula la Ganancia Dinámica del
modelo del proceso para las variables claves (Insumos y Productos), y se las transfiere,
en línea, al controlador RMPCT de la Sección de Reacción, de esta manera Optimiza la
73
Operación de dicho Controlador, optimizando la operación del conjunto Reactor-
Regenerador y por ende la operación de la Unidad.
7. SISTEMAS DE PROTECCIÓN Y EMERGENCIA
7.1 Dispositivos o sistemas de parada de emergencia:
7.1.1 Sistema de Desvío Automático de Carga.
La Unidad cuenta con el Sistema de Desvío Automático de Carga (DAC), el cual está
conformado por un Controlador de Procesos Críticos (CPC) de arquitectura triple
redundante (TMR) lo cual le permite mantener el control confiable del proceso aún en la
presencia de fallas en el controlador. Este sistema supera fallas permanentes y
transitorias desde las entradas de los sensores hasta las salidas de los actuadores. Tres
(3) tarjetas electrónicas supervisan independientemente los sensores de campo
(Variables Inicializadoras), realizan el cálculo o lógica de control y proporcionan salida a
los actuadores. Lo más importante, realiza la parada de la Unidad de manera
automática y segura. En cuanto a los iniciadores del Sistema se tienen:
Señal de bajo diferencial de presión válvula de catalizador gastado 61LV04 (1 psi
bajando)
Señal de bajo diferencial de presión válvula de catalizador gastado 61TV03 (1 psi
bajando)
Señal de baja temperatura de reacción (930 °F bajando)
Señal de bajo-bajo y alto-alto diferencial de presión entre Reactor-Regenerador (-5 psi
bajando, 5 psi subiendo)
Señal de bajo flujo de aire al Regenerador (90 MPCM)
El CPC se encarga de comparar cada medición con el punto de ajuste y realiza una
votación 2 de 3 en cada grupo de tres transmisores asociados con una toma de proceso
y luego una votación 2 de 2 del resultado de la votación anterior. Si el resultado de por
lo menos uno de los procesos de votación es positivo se inicia un período de validación
de 20 segundos para el iniciador respectivo, antes de proceder con la secuencia de
desvío de carga de VGO al Reactor. Al iniciarse la secuencia del desvío de carga se
74
desenergizan simultáneamente las salidas a campo, lo cual se traduce en los siguientes
efectos:
Cierre de la admisión de VGO al Riser del Reactor
Desvío de la carga de VGO hacia la Fraccionadora Principal
Corte de Lift Gas al Reactor
Máxima admisión de vapor al Despojador del Reactor
Máxima admisión de vapor al fondo del Riser
Corte de recirculación de catalizador regenerado en el Regenerador. Ocurrirá
solamente cuando el desvío automático sea activado por bajo flujo de aire al
Regenerador.
Corte de catalizador regenerado al Reactor
Corte de catalizador gastado hacia el Regenerador
Corte de la carga de VGO al Reactor. Ocurrirá 60 segundos después de haber
ocurrido el desvío de la carga.
7.1.2 Sistema de Parada de Emergencia del Tren Recuperador de Potencia.
El Sistema de Parada de Emergencia de La Unidad Recuperadora de Potencia G-6101
posee un PLC de propósito común General Electric FANUC, serie 90-70. Posee una
configuración redundante de CPU utilizando el modo Hot Standby. Los módulos de
entrada/salida son 10 Bloques GENIUS de E/S, de los cuales 7 Bloques son para
señales de 115 VAC / 125VDC y 3 Bloques son de salida tipo relé N.O.
Este sistema está basado en un programa de acción lógica que permite una operación
confiable en condiciones normales, este está conformado por (6) seis iniciadores de paro
en cada uno de los circuitos, los cuales se encuentran alambrados en (3) tres circuitos
de paro en serie, estos circuitos son denominados: A – Parada Circuito A, B – Parada
Circuito B, C – Parada Circuito C
Adicionalmente las válvulas 61SV-01, 61PV-15 A/B poseen un sistema que indica
perdida del seguimiento (Pérdida de Traking), cuando esto sucede en las tres válvulas se
activa la parada de emergencia, independientemente del estado de los circuitos A, B y C
Iniciadores del Sistema.
75
Esta sección está compuesta por los interruptores que conforman los (3) circuitos de
parada de la unidad recuperadora de potencia, los cuales son:
Instrumentos Descripción
61SSH-04 A/B/C Interruptor de sobrevelocidad del Expansor
61PSLL-122 A/B/C Interruptor de baja Presión de Aceite de Lubricación
61TSHH-08 B/C/DInterruptor de alta temperatura de Descarga del
Compresor
61PV-15 A/B 61SV-01Señal de perdida de Tracking de las Válvulas PV-15A/B
SV-01
61XSHH-05 A/B/C Interruptor Posición Axial del Expansor
61XSHH-09 A/B/C Interruptor Posición Axial del Compresor
61XSHH-12 A/B/C Interruptor Posición Axial de la Turbina
Acciones del Sistema
Cualquiera de los circuitos de parada que se interrumpa, activara la alarma
correspondiente. Si esta interrupción es simultánea de dos o tres circuitos de parada,
cualquiera sea la combinación se dará la condición de disparo de la máquina. Las
variables son medidas por los instrumentos asociados, la señal correspondiente a cada
uno es comparada con una referencia, la activación simultánea de dos o más de éstos
instrumentos significaría una parada de planta. Dentro de las acciones a tomar por los
elementos de finales de control están:
Dispositivo Acción Descripción
Solenoide61PY-15A
Cierre de la Válvula 61PV-15A
Bloqueo de los gases provenientes
desde el separador de 3era etapa
hacia el expansor
Solenoide
61HY-07B
Apertura de la Válvula 61HV-
07Ventea la descarga del compresor
Solenoide
61FY-08D
Cambio de señal que recibe el
posicionador de la válvula del
estator
Ventea la señal neumática del
posicionador del Estator
76
Solenoide
61XY-14ACierre de la válvula 61XY-14B
Desvía aceite del sistema
hidráulico de la Válvula 61XV-14B
Solenoide
61XY-01
Apertura de la Válvula 61HV-
05
Ventea la señal neumática del
posicionador, regulando el paso de
vapor entre etapas
Solenoide
61XY-02
Cierre de las válvulas 61XV-02
A/B
Desaloja señal neumática de
ambos posicionadores.
Bloqueo de vapor condensado a
desagüe
Relé
61SY-01B
Direccionamiento de señal de
control de velocidad 61SIC-01
Se ejerce control de velocidad
sobre URP.
7.1.3 Sistema de Parada de Emergencia del Compresor de Gas Húmedo.
Este sistema está diseñado para proteger al Compresor de Gas Húmedo G-6223 contra
baja presión de Aceite de Lubricación, Alta temperatura de descarga en la 1era etapa,
Alta temperatura de descarga en la segunda etapa y Desplazamiento axial del
compresor y la Turbina. Este está basado en un programa de acción lógica que permite
una operación confiable en condiciones normales.
El Sistema de Protección del Compresor G-6223 está constituido por un Sistema de Dos
Controladores lógicos Programables Serie 90-70 General Electric, los cuales tienen la
siguiente configuración por PLC: una Fuente de Poder, CPU, Módulo de Comunicación
y 6 Módulos de Entrada/Salida, comunes a ambos equipos. Ambos sistemas están
interconectados a través de un canal de comunicaci6n denominado "BUS", el cual
permite la transferencia de información desde y hacia los módulos de Entrada/Salida.
Este arreglo permite la redundancia de uno de los equipos, el cual es denominado
Maestro, es importante señalar que la redundancia utilizada es a nivel de la electrónica y
no a nivel del canal de comunicación, el cual es único y común para ambos PLC.
Iniciadores del Sistema.
El sistema de protección maneja 10 señales de alarma con indicación en el Panel Local
Bentley Nevada y en el Sistema Supervisorio TDC-3000, y 5 señales de disparo
77
triplicados (Sistema de Votación 2 de 3). A los Módulos de entrada del sistema de Parada
de emergencia se conectan los sensores responsables de iniciar el proceso de parada, estos
se mencionan a continuación:
Instrumentos Descripción
62PSL-118 A/B/C Interruptor de baja Presión de Aceite de Lubricación
62TSHH-20 B/C/D Interruptor de alta temperatura de Descarga del Compresor
62TSHH-21 B/C/D Interruptor de alta temperatura de Descarga del Compresor
62XSHH-01 A/B/C Interruptor Posición Axial del Expansor
62XSHH-05 A/B/C Interruptor Posición Axial del Compresor
Acciones del Sistema
Cuando el sistema recibe dos señales de disparo de una misma variable ó dos señales
de disparo de variables diferentes, el sistema de protección actúa desenergizando la
solenoide de disparo con lo cual se cierra la alimentación de vapor a la turbina y detiene
al compresor. El sistema de Parada está diseñado para que en caso de una falla
catastrófica a nivel del sistema de protección y regulación (falla de energía o pérdida
total del sistema de control), la solenoide de disparo quede desenergizada, parando de
esta manera la maquinaria.
Dispositiv
o
Acción Descripción
Solenoide62XY-10A
Cierre de la Válvula 62XY-10B
La válvula solenoide que Gobierna el
circuito hidráulico del gobernador se
deberá desenergizar
7.2 Sistemas de detección:
La Unidad de FCC no dispone de este tipo de sistemas.
7.3 Sistemas de supresión:
78
Las válvulas de seguridad de la Unidad de FCC que descargan al mechurrio B-7351 son
las siguientes:
TABLA N° 3
VÁLVULAS DE SEGURIDAD CONECTADAS AL MECHURRIO B-7351
Tag Tamaño Tipo Ubica-
ción
Servicio Punto de
ajuste
(psig)
Carga de
alivio
(LbH)
62PSV01A 8X10X10 Piloto D-6202 Hidrocarburos 32.5 106191 (1)
96556 (2)
TABLA N° 3 (Continuación)
VÁLVULAS DE SEGURIDAD QUE DESCARGAN AL MECHURRIO B-7351
Tag Tamaño Tipo Ubica-
ción
Servicio Punto de
ajuste
(psig)
Carga de
alivio
(LbH)
62PSV01
B/C/D
8x10x10 Piloto D-6202 Hidrocarburos 34 318572 (1)
62PSV02 1D2 Convencional D-6207 Hidrocarburos 100 379 (3)
62PSV03 2H3 Balanceada D-6208 Hidrocarburos 100 12540 (2)
4606 (3)
62PSV04 6R10 Balanceada D-6209 Hidrocarburos 230 59967 (1)
64088 (2)
62PSV05 A 6Q8 Balanceada D-6213 Hidrocarburos 200 125475 (1)
62PSV05 B 6Q8 Balanceada D-6213 Hidrocarburos 210 125475 (1)
62PSV07 4P6 Convencional D-6215 Hidrocarburos 345 143196 (1)
143196 (2)
79
62PSV09 2 ½ J4 Convencional D-6217 Hidrocarburos 315 35865 (1)
35865 (2)
62PSV160 6R10 Balanceada D-6230 Nafta 50 97705 (1)
6049 (3)
62PSV161 6R10 Balanceada D-6230 Nafta 52.5 97705 (1)
62PSV19 A 8x8x8 Piloto D-6205 Hidrocarburos 26 10758 (3)
62PSV19 B 8x10x10 Piloto D-6205 Hidrocarburos 27 10758 (3)
62PSV20 1D2 Convencional ME-
6201
Hidrocarburos 210 2518 (3)
62PSV21 2H3 Convencional D-6218 Hidrocarburos 305 7468 (3)
(1): Falla de energía eléctrica
(2): Falla de agua de enfriamiento
(3): Fuego
7.4 Alarmas:
A continuación en la tabla N° 4 se muestra las alarmas más importantes de la Unidad de
FCC, donde se indica el tag, servicio, valor normal, punto de ajuste y unidades:
TABLA N° 4
ALARMAS UNIDAD UNIDAD DE FCC
TAG SERVICIO VALOR
NORMAL
ALARMA
BAJA-BAJA/
BAJA
ALARMA ALTA/
ALTA-ALTA
UNIDADES
61AI02 Aire 1.5 0.4 2.5 %
61TI11 Fase densa RG 1315 1305 1337 °F
61TI14 Fase diluida RG 1350 1340 1400 °F
61TI07 Ciclones fase
densa
1265 1230 1290 °F
61TI06 Ciclones fase 1265 1210 1300 °F
80
densa RG
61TI05 Ciclones fase
densa RG
1260 1220 1300 °F
61TI04 Ciclones fase
densa RG
1260 1210 1300 °F
61TI09 Ciclones fase
diluida RG
1255 1220 1300 °F
61TI08 Ciclones fase
diluida RG
1255 1230 1300 °F
61LR03 Catalizador RG 70 48 100 %
61LIC04 Catalizador RX 60 40 100 %
61PIC15 Tope RG 32 13/14 35/36 PSIG
TABLA N° 4 (Continuación)
ALARMAS UNIDAD UNIDAD DE FCC
TAG SERVICIO VALOR
NORMAL
ALARMA
BAJA-BAJA/
BAJA
ALARMA ALTA/
ALTA-ALTA
UNIDADES
61ZI05 Gases
Combustión
45 20 65 %
61PDC26 Diferencial RX-
RG
-1.5 -2.3/-2.1 0.1/0.5 PSI
61FIC08 Aire 137 100 144 MPCM
61FIC60 Aire 135 110 153 MPCM
61PY57A Aire 56 25 62 PSIG
62FIC03 VGO carga 55 45/46 56/57 MBPD
61TIC03 Temp. Reacción 980 966 990 °F
61PDC29 DP 61LV04 9 4 13 PSI
61PDC34 DP 61TV03 6.5 4.5 10 PSI
81
61PDC17 DP 61TV02 6.5 2 13 PSI
62TI13 APC 380 320 421 °F
62TI15 ALC 270 240 350 °F
62TI43 Reflujo D-6202 110 80 150 °F
62TI11 Alquitrán
Aromático
560 490 620 °F
62FIC77 Alquitrán
Aromático
3000 300 5000 BPD
62FIC12 Alquitrán
Aromático
Quench
8 0.2/0.5 12.8/13.0 MBPD
62FIC10 Alquitrán
Aromático
26 8 33 MBPD
TABLA N° 4 (Continuación)
ALARMAS UNIDAD UNIDAD DE FCC
TAG SERVICIO VALOR
NORMAL
ALARMA
BAJA-BAJA/
BAJA
ALARMA ALTA/
ALTA-ALTA
UNIDADES
62FIC09 Alquitrán
Aromático
8 0 19.96 MBPD
62FIC11 Alquitrán
Aromático
26 8 33 MBPD
62FIC05 Agua
Desmineralizada
85 3 125 GPM
62FIC07 Agua
Desmineralizada
85 3 135 GPM
62FIC22 Gasolina 25 19 26 MBPD
62PIC39 Gases tope
D-6205
19.8 15 21 PSIG
82
62FIC24 Gases Húmedos 2.0 1.6 2.67 MMPCH
62FIC25 Gases Húmedos 2.0 1.6 2.67 MMPCH
62FIC18 ALC 4.5 3.0 10 MBPD
62FIC121 Gasolina 3.0 0.5/0.7 4.5/5.5 MBPD
62FIC80 APC 4.0 3 9 MBPD
62FIC81 ALC 2.0 0 4.5 MBPD
62TI03 Alquitrán
Aromático
685 675 702 °F
62TI12 APC 570 515 602 °F
62TI14 ALC 440 410 470 °F
62TI16 Nafta Pesada 330 290 352 °F
62TIC77 Tope D-6202 260 235/240 265/270 °F
62FIC23 Reflujo 8 3/5 13/15 MBPD
TABLA N° 4 (Continuación)
ALARMAS UNIDAD UNIDAD DE FCC
TAG SERVICIO VALOR
NORMAL
ALARMA
BAJA-BAJA/
BAJA
ALARMA ALTA/
ALTA-ALTA
UNIDADES
62PIC83 Propano 265 255 275 PSIG
62TIC64 Plato 42 D-6215 160 0 175 °F
62FIC40 Reflujo D-6215 10 7 25 MBPD
62FIC39 Carga D-6217 7 2 9 MBPD
62FIC38 Nafta Pesada 60 25 85 MBPD
62QFC38 Relación
calor/carga
25 0 80/85 MBTU/Bbl
62PIC205 Presión D-6218 285 255/270 295/298 PSIG
62FIC44 Condensado 12 2 14.5 GPM
62FIC45 Carga D-6217 7 0.5 11 MBPD
62TIC45 Temp. carga 135 120 160 °F
83
D-6212
62FIC33 Gas Tope
D-6212
1.3 0.2 1.75 MMPCH
62FIC34 ALC 16 5 35 MBPD
62FFC33 Relación
despojamiento
0.45 0 1.0 MPC/Bbl
62FIC31 Gasolina Reciclo 6000 3000 7000 BPD
62FIC32 ALC 4.0 2 10 MBPD
Actualizado por Ingeniería de Procesos por: María C. Falcón Firma: ____________ Fecha: Octubre 2000
Revisado por Ingeniería de Procesos por: José Soto Firma: ____________ Fecha: Octubre 2000
Aprobado por Ingeniería de Procesos por: David Bello Firma: ____________ Fecha: Octubre 2000
Actualizado por Automatización Industrial por:José L. Delgado Firma: ____________ Fecha: Diciembre 2000Mariemilia Rodríguez Firma: ____________ Fecha: Diciembre 2000
Revisado por Automatización Industrial por:John Bell-Smythe Firma: ____________ Fecha: Diciembre 2000
Aprobado por Automatización Industrial por:Jesús Hernández Firma: ____________ Fecha: Diciembre 2000
84
Revisado por Gerencia de Seguridad de los Procesos por: Ramón E. Jiménez Firma: ____________ Fecha: Diciembre 2000
85