El sistema de vapor forma una parte integral de la operación segura, confiable y rentable de una planta de proceso. El vapor constituye aproximadamente el 30% de la energía utilizada en una refinería de petróleo típica. Se utiliza en toda la planta para propósitos de fuerza motriz, calefacción y proceso, como en el motor de turbina de vapor para el compresor de gas de recirculación, el rehervidor para la columna despropanizadora y para el vapor de arrastre (stripping steam) para la unidad de destilación de crudo. Hoy hablaremos de cómo implementar un programa avanzado de optimización del sistema de vapor.
El proceso de producción y sus corrientes de alimentación y producto son el salvavidas de la planta. En comparación, el sistema de vapor a menudo puede recibir menos atención e incluso puede ser tratado como una «caja negra». Por ejemplo, el compresor de gas de recirculación, junto con su motor de turbina de vapor, se consideran un activo crítico, pero los purgadores a su alrededor, que son esenciales para garantizar la operación confiable de la turbina, a menudo no se gestionan de la misma manera. Además, generalmente se adopta una estrategia reactiva para el mantenimiento y la optimización del sistema de vapor, y, como resultado, la acción se toma solo después de que un problema se vuelve demasiado grave para ignorarlo.
Sin embargo, puede haber grandes recompensas en la optimización proactiva del sistema de vapor. Los beneficios se dividen en dos categorías principales:
- Ahorro de energía
- Mejora de la confiabilidad de la planta y reducción del riesgo de pérdida de producción.
Ahorro de energía
Desde 2005, los programas de optimización del sistema de vapor a nivel de planta implementados en refinerías y plantas petroquímicas en cooperación con una empresa especialista en vapor han producido ahorros de energía significativos. Por ejemplo, se redujeron 37 toneladas métricas por hora (tph) de pérdidas de vapor entre 2005 y 2008 en un importante grupo de refinería japonés como resultado de una mejor gestión y encuesta de purgadores. La reducción de vapor estimada identificada durante la encuesta inicial se comparó con la reducción de vapor real medida por el flujómetro a medida que avanzaba el trabajo de mantenimiento posterior. Los resultados reales confirmaron la estimación de la encuesta y las expectativas de oportunidad para la reducción de energía.
Basado en más de 60 encuestas centradas en la reducción de energía de vapor realizadas por los autores entre 2005 y 2016 en refinerías de petróleo y plantas petroquímicas de todo el mundo, se identificó un potencial de reducción de vapor promedio de 4.6% (para una tasa promedio total de generación de vapor de planta de 640 tph métricas).
Mejora de la confiabilidad de la planta
Aparte del ahorro de energía, el sistema de vapor puede tener un impacto aún mayor en los aspectos de seguridad y confiabilidad de las operaciones de la planta. Una falla catastrófica de una junta a lo largo de una tubería de vapor de 18 pulgadas y 200 psig en un gran complejo petroquímico en el año 2000 causó la interrupción del suministro de vapor a las plantas aguas abajo y suspendió la producción durante 4 semanas.
La investigación posterior identificó el mecanismo de falla como golpe de ariete inducido por condensado (water hammer), un fenómeno peligroso pero desafortunadamente común que puede ocurrir en un sistema de vapor y condensado.
Se pueden encontrar en registros públicos varias otras instancias de interrupciones de producción, lesiones y, en algunos casos, víctimas mortales causadas por problemas en el sistema de vapor, típicamente relacionados con el golpe de ariete.
Aparte del golpe de ariete, un sistema de vapor «no optimizado» puede generar problemas de confiabilidad en la planta y el equipo de otras maneras. Se sabe que el suministro de vapor húmedo causa daños internos a equipos críticos, como turbinas de vapor o intercambiadores de calor. El rendimiento del sistema de vacío del eyector de vapor, vital para la estabilidad del proceso y las especificaciones del producto, puede verse gravemente afectado por una mala calidad del vapor. Incluso las líneas de trazado de vapor (steam tracing), una parte comúnmente pasada por alto del sistema de vapor, pueden tener el potencial de causar accidentes sustanciales y paradas de producción si no se mantienen y gestionan adecuadamente.
Para lograr los beneficios de mejora de la confiabilidad y reducción de riesgos mencionados anteriormente, mientras se mantiene la eficiencia energética, se requiere un enfoque integral, estructurado y sostenible para la optimización del sistema de vapor. Con énfasis en asegurar la competitividad y rentabilidad de cualquier planta de proceso, se presentan las fases clave de dicho enfoque integrado.
Fases de la optimización del sistema de vapor
Fase 1: Optimizar todas las ubicaciones de descarga de condensado
El aspecto clave de un sistema de vapor saludable es su capacidad para suministrar vapor seco y de alta calidad a sus usuarios, mientras descarga continuamente el condensado que se forma inevitablemente debido a la pérdida de calor, sin fugas innecesarias de vapor. El elemento que asume la responsabilidad principal es el purgador que se encuentra en cada ubicación de descarga de condensado.
Las fallas o problemas de diseño de los purgadores pueden escalar rápidamente a problemas de producción a gran escala, como los casos referenciados en la sección anterior. Por lo menos, pueden ser una fuente significativa de pérdida de energía, ya que los resultados de inspecciones pasadas muestran que, en promedio, se puede esperar aproximadamente 6.6 tph métricas de fuga de vapor debido a fallas de purgadores en una refinería de tamaño mediano con una población de 10,000 purgadores.
Los problemas más graves resultan de la descarga insuficiente de condensado, como fallas de bloqueo de los purgadores de vapor, errores operativos o deficiencias de diseño. El accidente de golpe de ariete destacado anteriormente fue causado por el aislamiento de un purgador de vapor en una ubicación crítica de descarga de condensado. La descarga inadecuada de condensado de las líneas de vapor de arrastre fue identificada como la causa principal de las sobretensiones de presión inducidas por agua que provocaron daños en los internos de la torre de destilación.
La optimización del sistema de vapor comienza por garantizar el diseño y la operación adecuados de estos purgadores de vapor. Las encuestas regulares de las ubicaciones de descarga de condensado, combinadas con una acción de mantenimiento oportuna para los purgadores de vapor fallidos, son la base de la optimización de la Fase 1.
Sin embargo, las encuestas convencionales de purgadores de vapor pueden no ser capaces de identificar completamente las ubicaciones problemáticas. Los desafíos típicos incluyen:
- Proporcionar una gestión de base de datos eficiente y sostenible de una gran población de purgadores de vapor
- Garantizar que el equipo de diagnóstico sea preciso y de última generación
- Asegurar que el personal de inspección y las metodologías estén en los más altos estándares
- Identificar las causas raíz de la falla
- Seleccionar soluciones de ciclo de vida prácticas y rentables que mejoren el rendimiento de las aplicaciones objetivo
- Coordinar los resultados de la inspección con acciones de mantenimiento efectivas.
Se ha desarrollado e implementado un programa sistemático y sostenible que aborda los desafíos en 58 plantas de la industria de refinación y petroquímica desde 2005. Los registros de inspección acumulados de más de 250,000 purgadores de vapor durante 12 años como parte de este programa han demostrado ser fuentes de datos únicos y valiosos. Cuando se aplica a nivel de planta individual, el programa permite un análisis histórico basado en el tiempo y específico de la ubicación que puede revelar secciones de la planta con tasas de falla más altas de lo habitual, lo que indica problemas más profundos que habían permanecido ocultos previamente.
Estos registros de inspección también se han utilizado como base de un extenso conjunto de frecuencias de falla genéricas para purgadores de vapor, que cubren una amplia gama de diseños, presiones operativas y aplicaciones. El gran tamaño de la población de la muestra, la longitud significativa del tiempo de registro y la precisión de los datos de inspección otorgan credibilidad estadística a las frecuencias de falla, proporcionando así una base confiable y efectiva para la toma de decisiones basada en el riesgo.
Fase 2: Optimizar las aplicaciones de vapor
El equipo que utiliza vapor, o las aplicaciones de vapor, en una planta de proceso puede presentarse en una variedad de configuraciones, pero los principios básicos de la ingeniería y utilización del vapor no cambian. Basado en estos principios básicos de ingeniería, se han realizado encuestas a nivel de planta para refinerías y plantas petroquímicas, cubriendo todas las aplicaciones de vapor (típicamente 200-300 en cada planta).
Durante una de estas encuestas en una refinería de petróleo, se descubrió que un vaporizador en la unidad de lubricantes estaba operando de manera subóptima. Los operadores sospechaban desde hacía tiempo que el proceso de desasfaltado con solvente estaba estrangulado por la tasa de recuperación de solvente.
Una investigación in situ identificó que la contrapresión total del sistema de retorno de condensado de vapor era más alta que la presión operativa de vapor del vaporizador. Esta situación, conocida como condición de «estancamiento» (stall condition), hizo que el condensado de vapor se acumulara y se subenfriara en el intercambiador de calor, reduciendo las tasas de transferencia de calor.
En estas situaciones, es común que el operador de la unidad recurra a operar el equipo con la válvula de bypass de condensado abierta, o a descargar el condensado al drenaje, eliminando la contrapresión. Sin embargo, esto generalmente resulta en pérdida de vapor (y aumento de la contrapresión en la línea de retorno) ya que el bypass abierto no puede modular los cambios de carga, o descarga condensado valioso al drenaje, que de otro modo podría recuperarse. En cambio, se diseñó una solución más apropiada utilizando equipo especializado para superar las condiciones de estancamiento. La tasa de producción aumentó, lo que resultó en un beneficio anual de $600,000.
Además de la pérdida de energía, el golpe de ariete, los problemas de estancamiento—como los descritos anteriormente—y otros problemas comunes de aplicación de vapor identificados a través de las encuestas de aplicación de vapor de la Fase 2 incluyen:
- Ciclos de temperatura del intercambiador de calor
- Daño a la turbina de vapor
- Problemas de calentamiento de bobinas de tanques, fosas de azufre y trazado de vapor
- Daño en la punta de la antorcha (flare tip).
En muchos de estos casos, el principal factor impulsor de la optimización es la reducción del riesgo, ya sea por pérdida de producción, daño de componentes, impacto ambiental o lesiones personales. En consecuencia, el proceso de toma de decisiones para priorizar y justificar la acción de optimización se basa en gran medida en un enfoque basado en el riesgo, como las directrices desarrolladas por el American Petroleum Institute (API).
Hasta este momento, las evaluaciones de riesgo de los activos de las plantas de proceso generalmente han descontado la influencia de los componentes del sistema de vapor, como los purgadores de vapor. Sin embargo, la contribución al riesgo de estos componentes es innegable, como se ve en los ejemplos descritos anteriormente.
Se ha desarrollado una metodología original para la evaluación cuantitativa del riesgo del equipo que utiliza vapor y los sistemas de distribución de vapor. La probabilidad base de falla (PoF) del equipo que utiliza vapor se deriva de frecuencias de falla genéricas de la industria y se combina con la PoF de los componentes asociados con el equipo (por ejemplo, la PoF del purgador de vapor basada en frecuencias de falla genéricas descritas en la sección anterior). Las condiciones reales en el sitio se tienen en cuenta utilizando factores de probabilidad que adaptan la PoF para equipos específicos que utilizan vapor.
La matriz, que se muestra en la Figura 7, es un ejemplo de esta metodología aplicada a un sistema de rehervidor despropanizador en una refinería. El riesgo se cuantificó en función de las condiciones en el momento de la evaluación, y el riesgo potencial reducido se simuló en función de las acciones de mitigación identificadas como apropiadas para ese sistema. Los datos de la evaluación permiten al propietario del activo visualizar objetivamente la criticidad del equipo frente a otros equipos que deben mantenerse, al mismo tiempo que proporcionan un medio para el análisis de costo-beneficio y la selección del curso de acción más apropiado.
Además, la PoF calculada es dependiente del tiempo, por lo que el riesgo de falla en el momento de la evaluación y en los años posteriores se puede proyectar, lo que permite la planificación proactiva de la mitigación del riesgo. Un enfoque basado en el riesgo para la optimización del mantenimiento del sistema de vapor no solo prioriza los diversos activos y aplicaciones de vapor, sino que también permite la selección de las acciones de mantenimiento más rentables.
Fase 3: Optimizar el balance de vapor
El balance del vapor, el agua y la energía eléctrica de una planta es un esfuerzo delicado y continuo. Por ejemplo, los procesos y los servicios públicos pueden ajustarse para satisfacer nuevos requisitos debido a cambios en la mezcla de productos, o las aplicaciones de vapor pueden optimizarse, lo que hace que el balance de vapor cambie a un estado de venteo (es decir, exceso de vapor de baja presión). En algunos casos, una solución sencilla es alternar entre motores de turbina de vapor y motores eléctricos, o ajustar las válvulas de reducción de presión para mantener un balance óptimo del sistema. Sin embargo, estas acciones pueden no eliminar completamente la situación de venteo, y puede requerirse una combinación de otros métodos para optimizar el balance de vapor.
Medios prácticos y eficientes para utilizar completamente el exceso de vapor de baja presión, o ajustar la presión de un nivel de vapor en particular, son ejemplos de métodos que se han utilizado de manera efectiva para reequilibrar los sistemas de vapor de grandes plantas de proceso.
El impacto de tales proyectos en el balance general de vapor/agua/energía se puede simular utilizando modelos de balance patentados. La practicidad y precisión del modelo de simulación dependen en gran medida de la calidad de sus parámetros, especialmente los caudales de consumo (o generación) de vapor de cada aplicación de vapor. Esto puede ser un desafío cuando los caudales para la mayoría de las aplicaciones no están medidos. Por esta razón, un enfoque efectivo es combinar el análisis de balance de la Fase 3 junto con la encuesta de la Fase 2, donde todas las aplicaciones de vapor se revisan para su optimización, como se realizó en una refinería de Norteamérica en 2011.
El lado humano de la ecuación de optimización
Después de implementar cada fase de optimización del sistema de vapor, los cambios en el sistema de vapor significan que el sistema puede comenzar a desviarse gradualmente de su condición optimizada si no se toman medidas adicionales. Al igual que el cuerpo humano puede mantener su estado saludable a través de un hábito de chequeos de salud regulares para la detección temprana de problemas y el tratamiento oportuno, una planta de proceso puede mantener su estado óptimo solo a través de un programa sostenible de inspecciones regulares del sistema de vapor y acciones correctivas oportunas.
El análisis pasado de grandes accidentes en las industrias de hidrocarburos y química indicó que, después de la falla mecánica, la segunda causa principal de pérdidas por accidentes fue la falla operativa directa. En otras palabras, los factores humanos y organizacionales juegan un papel significativo en la operación segura y confiable de una planta. Esto también se reconoce en el API RP 581, que define la PoF como:
$$PoF = gff \cdot D_{f}(t) \cdot F_{MS}$$
donde:
- $gff =$ la frecuencia de falla genérica del elemento del equipo
- $D_{f}(t) =$ el factor de daño, que tiene en cuenta el mecanismo de daño relevante y la efectividad de la inspección
- $F_{MS} =$ el factor de sistemas de gestión.
$F_{MS}$ tiene en cuenta la calidad del sistema de gestión de la organización y su influencia en la integridad general de la planta. En esta definición, un enfoque de gestión débil puede aumentar la probabilidad de falla en un factor de 100 con respecto a una planta con una gestión «perfecta».
En consecuencia, un enfoque efectivo para la optimización del sistema de vapor debe incluir mejoras en los aspectos humanos de la operación de la planta. Por ejemplo, las mejores prácticas identificadas a través de encuestas de campo pueden proporcionar retroalimentación para mejorar los procedimientos operativos estándar. Los problemas observados y el progreso de la implementación de sus soluciones se pueden rastrear para asegurar su finalización y prevenir futuras recurrencias, al mismo tiempo que se registran para su uso en materiales de capacitación y educación continuos.
Los avances tecnológicos y el análisis de próxima generación están permitiendo herramientas más potentes para ayudar y agilizar la toma de decisiones en toda la organización. Un elemento clave es la creciente visualización del rendimiento y los indicadores de confiabilidad que posibilitan los sensores avanzados (o más asequibles). Sin embargo, la simple expansión del alcance del monitoreo en línea aumenta el riesgo de que los operadores se vean abrumados por la sobrecarga de datos y la fatiga de alarma.
En cambio, el verdadero valor de la visualización debe capturarse integrando los datos con conocimiento experto y experiencia del sistema para crear resultados relevantes, como modelos de predicción de fallas. Posteriormente, estos resultados pueden complementar la selección confiable y basada en el riesgo de las acciones de mitigación y, en última instancia, permitir que el tiempo y los recursos se reorienten a tareas más críticas u otras oportunidades de optimización en la planta.
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