“ RELOCACION DE UNIDADES DE PROCESOS DE REFINERÍAS” CAROLINA TORRES – Complejo Industrial Luján de Cuyo – YPF ANDRES BUSCHIAZZO – Departamento Ingeniería – YPF GABRIEL CORVALAN - Departamento Ingeniería – YPF

INTRODUCCION La nueva legislación de calidad de combustibles a aplicarse en Argentina, generó la necesidad por parte de YPF de adecuar sus procesos de refinación. YPF decidió relocalizar una unidad Hidrotratamiento de Gasoil (HDS) y una unidad de Hidrotratamiento de Aguas Agrias (SWS) situadas en una refinería de CALTEX de Batangas, Filipinas.

DESARROLLO DEL PROCESO DE RELOCACION Preparación Off-Site: evaluación de adaptabilidad de la planta a las necesidades del nuevo proyecto. Preparación On-Site: durante esta fase, se debe asegurar que toda la información necesaria existe y está disponible. Desmontaje: se desmantela la unidad en componentes y se acopian con precisión para su futuro montaje. Ingeniería de detalle: durante esta etapa queda cerrado el alcance de la instalación a relocar. Gestión de compras: depende de decisiones previas, y de existir cambios, deben ser menores. Preparación para el transporte y transporte: considerar si existen requerimientos legales tanto en el país de origen como en el de destino. Así como la disponibilidad de accesos, puentes y puertos con la infraestructura necesaria. Inspección, diagnóstico y reacondicionamiento: definición del criterio de aceptación, desarme y limpieza, controles, END, reparación y pruebas. Montaje: el mayor desafío es poner en pie la unidad nuevamente y de manera coordinada disponer de todo lo necesario. Comisionado y Puesta En Marcha (PEM): se deben identificar y resolver causas de mal funcionamiento, también es oportuno detectar posibilidades de mejora a futuro.  

CRITERIOS DE ACEPTACION Criterio de aceptación API 570 API 571 API 581 ASME VIII División I API 579 NBIC

ALCANCE DEL PROCESO DE RELOCACION Recipientes El alcance de la relocación de las unidades de HDS y SWS, involucró los siguientes recipientes a presión: hornos, columnas, acumuladores y equipos de intercambio. Equipos Rotantes La única máquina que se reacondicionó fue el compresor de hidrógeno de la unidad. El resto fue reemplazado por nuevo por diferencias de frecuencia entre el emplazamiento anterior y el actual. Cañerías y accesorios Se decidió reemplazar el piping del sistema de alta presión, además de todas las líneas y conexiones menores de 2”. También se reemplazaron todas las válvulas de seguridad y parcialmente las válvulas manuales y de control. Electricidad e Instrumentos Instrumentación y equipos eléctricos de ambas unidades se reemplazaron, ya que operaban en su emplazamiento original con frecuencias diferentes.

ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS REALIZADOS Inspección visual. Ultrasonido en equipos y cañerías Gammagrafía 100% en soldaduras de equipos y spot en cañerías. Líquidos penetrantes en soldaduras de equipos con posibilidades de sufrir algún daño relacionado con mecanismos de fisuración. Espectrometría para corroborar la composición química. Réplicas metalográficas en tubos de hornos y recipientes a presión. Emisión acústica en columnas y acumuladores. Dureza en soldaduras con valores límites establecidos por especificación. Prueba de presión.

MECANISMOS DE CORROSION BUSCADOS

MECANISMOS DE CORROSION DETECTADOS   CORROSION DURANTE EL PERIODO DE OPERACION Sulfidación Ampollamiento por Hidrógeno CORROSION DURANTE EL PERIODO DE ABANDONO Corrosión bajo depósito Corrosión bajo aislación CORROSION AMBIENTAL Corrosión atmosférica marina

ALCANCE DEL REACONDICIONAMIENTO   Refuerzos en bases de equipos para soportar cargas externas por sismo. Reemplazo del refractario de los dos hornos en su totalidad. Reentubado de todos los aeroenfriadores. Reutilización de gran parte de los internos de las columnas. Reemplazo de mallas coalescedoras. Reentubado de los intercambiadores de carcasa y tubo de acero al carbono. Reacondicionamiento de válvulas manuales y de control. Reacondicionamiento de las bridas de todas las conexiones de equipos, piping y válvulas. Tratamiento térmico de alivio de tensiones en dos columnas, a fin de adecuarlas a la nueva condición de servicio letal. Reemplazo de casquete inferior y pollera de columna fraccionadora.

EQUIPOS CON DIAGNOSTICOS RELEVANTES Separador de alta presión Espesor: 76 mm Material: ASTM A515 Gr 70 Defecto: Escoria atrapada y falta de fusión entre pases de soldadura circunferencial Método de detección: UT y EA Defecto no admitido por el código constructivo. Se evaluó la integridad del equipo mediante API579 - Parte 9 - Nivel 2. La tenacidad se estimó de forma conservativa utilizando un método de indexación para una temperatura de referencia y para aceros ferríticos (F.4.4.1.c – API 579). Defecto estimado 2.a = 5mm (conservativo); Largo considerado 2.c = 150mm

EQUIPOS CON DIAGNOSTICOS RELEVANTES Separador de alta presión El punto representativo del defecto considerado y las condiciones de servicio, yace en el interior del diagrama FAD, indicando la aceptación del separador.

EQUIPOS CON DIAGNOSTICOS RELEVANTES Columna Absorbedora de H2S Espesor casquete inferior: 33,4mm Material: ASTM A515 Gr 70 Defecto: Disminución de espesor localizado en casquete y en ZAC Defecto no admitido por el código constructivo. Se analizó la integridad del equipo mediante API579-parte 5 (pérdida de espesor local) - Nivel 3 (elementos finitos)

EQUIPOS CON DIAGNOSTICOS RELEVANTES Columna Absorbedora de H2S En la condición más desfavorable de carga (peso propio, presión interna, viento y cargas sísmicas), las tensiones máximas presentes son un 70% de la tensión de fluencia del material. Por lo tanto, la capacidad de soportar carga de la torre 37C-12 se mantiene aceptable.

EQUIPOS CON DIAGNOSTICOS RELEVANTES Columna Scrubber Cambio de un cono interno por haberse detectado blistering. Según código constructivo, la perdida de espesor en las virolas 4 y 6 daban una vida remanente menor a dos años. Se aplicó API 579, demostrándose que el sobreespesor puede ser mayor sin comprometer su integridad estructural. Solicitación mas exigente: presión externa + sismo + viento. Sobreespesor por ASME VIII = 0,5mm. Sobreespesor por API 579 = 2mm. Aumento de vida remanente de 2 años -> 6 años.

LECCIONES APRENDIDAS Es recomendable confeccionar los planes de inspección y ensayo para el reacondicionamiento de los equipos considerando el historial de mantenimiento y los estándares API 571 y API 581. En equipos donde se hayan detectado espesores o defectos no permitidos por los códigos de diseño, es factible aplicar el estándar API 579 para verificar su aptitud para el servicio. Es aconsejable considerar desde las primeras etapas del proyecto información importante como: características del nuevo emplazamiento, aptitud de los materiales para operar en condiciones diferentes, disponibilidad de servicios auxiliares, historial de inspección y mantenimiento, información relativa a la parada de la planta, condiciones de conservación.

LECCIONES APRENDIDAS El estado de los equipos y el alcance de las reparaciones, no solo es el resultado de las condiciones operativas a las que fue sometido. Es de suma importancia, considerar las condiciones en las cuales se dejó fuera de servicio la unidad (seca, húmeda, con nitrógeno, tiempo). Es aconsejable realizar pruebas de diagnóstico al inicio del reacondicionamiento a fin de adelantar compras de repuestos, sobre todo cuando se requieren materiales aleados. Respecto del transporte de los equipos, el mayor impacto de esta actividad sobre el proyecto, es el tiempo. Existen restricciones en cuanto a los volúmenes y pesos máximos. Surge así la necesidad de considerar las limitaciones existentes en el lugar de destino a la hora de seccionar los equipos en origen. Reutilización de piping: Se deben evaluar minuciosamente las ventajas y desventajas. Ventaja Se ahorra tiempo en la gestión de compra, acopio y fabricación. Desventaja Se necesita un volumen importante de ensayos y reparaciones para asegurar su integridad mecánica.

CONCLUSIONES La relocación parcial o total de refinerías se presenta como una oportunidad para alcanzar nuevos requisitos ambientales o mayores demandas de energía en plazos sensiblemente más cortos a los consumidos en los proyectos convencionales. En la presente relocación, la totalidad de los equipos pudieron ser reacondicionados y son aptos para las condiciones de servicio en el nuevo emplazamiento. A la fecha no existen prácticas recomendadas internacionales que ayuden a llevar adelante un proyecto de relocación. Se ha aplicado un criterio de diagnóstico y aceptación en estándares internacionales (API 571, API 579, API 581) específicos y menos conservativos a los aplicados en las etapas de diseño, al momento de evaluar su aptitud para el servicio. El criterio aplicado se fundamentó en obtener resultados de inspecciones realizadas de acuerdo a estándares. Los resultados fueron analizados considerando los códigos constructivos, el servicio y emplazamiento futuros y una vida remanente apropiada para el proyecto. Si los resultados obtenidos eran satisfactorios, el equipo era apto para ser relocalizado. Caso contrario, un análisis mediante API 579 definió su aptitud para el servicio.