Analisis-y-simulacion-de-la-planta-de-hidrotratamiento-de-diesel-de-la-refinera-general-Lazaro-Cardenas-en-Minatitlan-Veracruz

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15/7/2022

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

FACULTAD DE QUÍMICA

ANÁLISIS Y SIMULACIÓN DE LA PLANTA DE HIDROTRATAMIENTO DE
DIESEL DE LA REFINERÍA GENERAL LÁZARO CÁRDENAS EN
MINATITLÁN, VERACRUZ.
TESIS

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERA QUÍMICA

PRESENTA
MELISA MORALES CÁRDENAS

MÉXICO, D.F. 2017

UNAM – Dirección General de Bibliotecas
Tesis Digitales
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PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL

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JURADO ASIGNADO:

PRESIDENTE: Profesor: CELESTINO MONTIEL MALDONADO
VOCAL: Profesor: AIDA GUITERREZ ALEJANDRE
SECRETARIO: Profesor: ILEANA RODRIGUEZ CASTAÑEDA
1er. SUPLENTE: Profesor: MARTIN RIVERA TOLEDO
2° SUPLENTE: Profesor: CARLOS ALVAREZ MACIEL

SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA:
LABORATORIO DE SIMULACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE PROCESOS.
CONJUNTO E, FACULTAD DE QUÍMICA, CIUDAD UNIVERSITARIA.

ASESOR DEL TEMA:
ILEANA RODRÍGUEZ CASTAÑEDA ___________________________
SUSTENTANTE:
MELISA MORALES CÁRDENAS ___________________________

CONTENIDO
1. Introducción ......................................................................................................... 1
1.1 Objetivo .......................................................................................................... 2
2. Marco Teórico ..................................................................................................... 3
2.1 Hidrotratamiento ............................................................................................. 3
2.2 Reacciones de Hidrotratamiento .................................................................... 4
2.3 Catalizadores para Hidrotratamiento .............................................................. 9
2.4 Hidrógeno de Reposición ............................................................................... 9
2.5 Diesel ........................................................................................................... 10
2.6 Refinería “General Lázaro Cárdenas del Río” .............................................. 12
2.7 Planta Hidrodesulfuradora de Diesel ............................................................ 12
3. Descripción del Proceso .................................................................................... 14
3.1 Sección de Reacción ................................................................................... 15
3.2 Sección de Lavado con DEA ....................................................................... 18
3.3 Sección de Compresión y Recirculación ...................................................... 20
3.4 Sección de Agotamiento .............................................................................. 22
3.5 Sección de Regeneración de Amina ............................................................ 25
4. Simulación del Proceso ..................................................................................... 28
4.1 Software ....................................................................................................... 28
4.2 Caracterización de la alimentación .............................................................. 29
4.3 Compuestos de Azufre ................................................................................. 32
4.4 Compuestos de Nitrógeno ........................................................................... 39
4.5 Selección del método de propiedades termodinámicas ............................... 40
4.6 Sección de Reacción ................................................................................... 42
4.7 Sección de Lavado con DEA ....................................................................... 48

4.8 Sección de Compresión y Recirculación de Gas ......................................... 51
4.9 Sección de Agotamiento .............................................................................. 54
4.10 Sección de Regeneración de Amina .......................................................... 57
5. Análisis de Resultados ...................................................................................... 60
5.1 Corriente de Alimentación ............................................................................ 60
5.2 Sección de Reacción ................................................................................... 64
5.3 Sección de Lavado con DEA ....................................................................... 70
5.4 Sección de Agotamiento .............................................................................. 73
5.5 Sección de Regeneración de Amina ............................................................ 75
7. Conclusiones ..................................................................................................... 79
8. Referencias ....................................................................................................... 81

iii

ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Propiedades de las corrientes de alimentación ....................................... 30
Tabla 2. Propiedades de los compuestos de azufre. ............................................ 33
Tabla 3. Parámetros cinéticos del DBT ................................................................. 36
Tabla 4. Parámetros cinéticos del 4-MDBT........................................................... 38
Tabla 5. Propiedades de la Quinolina ................................................................... 39
Tabla 6. Métodos de propiedades termodinámicas para cada sección ................ 40
Tabla 7. Dimensiones del reactor de hidrodesulfuración R-24001 ........................ 45
Tabla 8. Características del catalizador empleadas en la simulación. .................. 47
Tabla 9. Corrientes de Hidrógeno de alimentación ............................................... 52
Tabla 10. Propiedades de platos de T-24002 ....................................................... 56
Tabla 11. Propiedades de platos de T-24071 y T-24072 ...................................... 58
Tabla 12. Pseudocomponentes generados en la simulación ................................ 61
Tabla 13. Resultados de corriente de alimentación a Sección de reacción .......... 63
Tabla 14. Resultados de la corriente de entrada a reactores. .............................. 64
Tabla 15. Resultados de corriente a la salida del reactor R-24001 ....................... 66
Tabla 16. Resultados de temperaturas de entrada a los lechos catalíticos. ......... 68
Tabla 17. Resultados de corriente de gas dulce por el domo de la torre T-24001 70
Tabla 18. Resultados de Diesel-producto. ............................................................ 73
Tabla 19. Resultados de Nafta Amarga ................................................................ 74
Tabla 20. Resultados Amina Regenerada ............................................................ 77

ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Esquema de Proceso de Hidrotratamiento .............................................. 4
Figura 2. Diagrama de bloques de las secciones que conforman el proceso de
hidrotratamiento de Diesel.....................................................................................15
Figura 3. DFP Sección de Reacción ..................................................................... 17
Figura 4. DFP Sección de Lavado con DEA ......................................................... 19
Figura 5. DFP Sección de Compresión y Recirculación de Gas........................... 21
Figura 6. DFP Sección de Agotamiento ............................................................... 24
Figura 7. DFP Sección de Regeneración de Amina ............................................. 27
Figura 8. Creación de un ensayo en Aspen Plus .................................................. 31
Figura 9. Generación de una mezcla en Aspen Plus ............................................ 31
Figura 10. Mecanismo de reacción del DBT ......................................................... 35
Figura 11. Mecanismo de reacción del 4-MDBT ................................................... 37
Figura 12. Esquema de simulación de la Sección de Reacción ........................... 42
Figura 13. Introducción de parámetros cinéticos en Aspen Plus .......................... 44
Figura 14. Modelo de reactor empacado para hidrodesulfuración. ....................... 45
Figura 15. Configuración de reactor RPlug en Aspen Plus. ................................. 46
Figura 16. Esquema de simulación de la Sección de Lavado con DEA ............... 48
Figura 17. Configuración de T-24001 en Aspen Plus ........................................... 49
Figura 18. Esquema de simulación de la Sección de Compresión y Recirculación
de Gas ................................................................................................................... 51
Figura 19. Esquema de simulación de la Sección de Agotamiento ...................... 54
Figura 20. Configuración de T-24001 en Aspen Plus. .......................................... 55
Figura 21. Esquema de simulación de la Sección de Regeneración de Amina .... 57

ÍNDICE DE GRÁFICAS
Gráfica 1. Curva TBP de la mezcla de alimentación a la Planta ........................... 60
Gráfica 2. Distribución de Pseudocomponentes en la mezcla de alimentación. .. 62
Gráfica 3. Perfil de Concentraciones en R-24001 ............................................... 65
Gráfica 4. Perfil de temperaturas del reactor R-24001 ......................................... 67
Gráfica 5. Generación de H2S a lo largo del primer lecho catalítico R-24001 ...... 68
Gráfica 6. Perfil de composición de H2S a lo largo de T-24001 ............................ 71
Gráfica 7. Perfil de composición de DEA a lo largo de T-24001 ........................... 72
Gráfica 8. Perfil de temperaturas en T-24001....................................................... 72
Gráfica 9. ASTMD-86 Diesel-producto ................................................................. 73
Gráfica 10. Perfil de temperaturas de T-24001 ..................................................... 74
Gráfica 11. Perfil de composición de H2S en T-24071.......................................... 75
Gráfica 12. Perfil de composición de DEA en T-24071 ........................................ 76
Gráfica 13. Perfil de temperaturas de T-24071 ..................................................... 76
Gráfica 14. Perfil de temperaturas de T-24072 ..................................................... 77

ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1. Rapidez de hidrogenólisis de DBT ................................................... 35
Ecuación 2. Rapidez de hidrogenación de DBT ................................................... 35
Ecuación 3. Rapidez de hidrogenación de BPH ................................................... 35
Ecuación 4. Rapidez de hidrogenación de CHB .................................................. 35
Ecuación 5. Rapidez de hidrogenólisis de 4-MDBT ............................................. 38
Ecuación 6. Rapidez de hidrogenación de 4-MDBT a 3-CHT .............................. 38
Ecuación 7. Rapidez de hidrogenación de 4-MDBT a 3-MCHB ........................... 38
Ecuación 8. LHSV ............................................................................................... 46
Ecuación 9. Ecuación de Ergun ........................................................................... 47
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

1. INTRODUCCIÓN
El petróleo juega un papel muy importante en nuestras vidas. Esta mezcla de
hidrocarburos no sólo es la materia prima de una gran variedad de productos
petroquímicos que se emplean día con día, también representa a una de las
actividades económicas más importantes a nivel mundial. Estas actividades van
desde la extracción del petróleo hasta la generación del producto final para el
intercambio comercial. Al conjunto de procesos físicos y químicos mediante los
cuales el petróleo se convierte en dicho producto final se le llama refinación. Existe
una gran variedad de productos de la refinación del petróleo, siendo unos de los
más conocidos los combustibles como la gasolina, el Diesel y la turbosina. Estos
productos deben someterse a procesos que aseguren que cumplen con las
características adecuadas para su correcto funcionamiento así como con estrictos
estándares de calidad que minimicen el impacto ambiental generado por la
combustión.
El presente trabajo se enfoca en el proceso de hidrotratamiento de Diesel que se
lleva a cabo en la Unidad Hidrodesulfuradora de Diesel “U-24000” en la Refinería
“General Lázaro Cárdenas” de Petróleos Mexicanos (PEMEX). El hidrotratamiento
es sólo uno de los tantos procesos que se llevan a cabo en una refinería; éste
consiste en la eliminación de compuestos indeseados como azufre, nitrógeno,
oxígeno y metales por medio de reacciones con hidrógeno. El Diesel contiene
compuestos de azufre que deben ser eliminados o reducidos a un mínimo con dos
propósitos: reducir la contaminación ambiental y los daños a la salud derivados de
la emisión de óxidos de azufre (SOx) durante la combustión, y evitar el deterioro de
los motores que lo emplean como combustible. Es gracias a un proceso de
hidrotratamiento que es posible alcanzar niveles muy bajos de azufre para cumplir
las regulaciones ambientales. Hoy en día, las normas más estrictas exigen un
contenido máximo de azufre de 15 partes por millón (ppm) de azufre para generar
un Diesel de ultra bajo azufre.
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

La simulación es una herramienta que permite representar un proceso por medio
de un modelo que al ser resuelto proporciona una guía del comportamiento que
sigue dicho proceso. Mediante el uso del simulador Aspen Plus V8.8, se
reproducirá el proceso completo de hidrotratamiento de la Unidad
Hidrodesulfuradora “U-24000” de PEMEX cuyo objetivo es producir un Diesel con
un contenido máximo de azufre de 10 ppm.
1.1 OBJETIVO
Realizar la Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería
“General Lázaro Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz, mediante el uso del programa
de simulación de procesos Aspen Plus V8.8. Esto se llevará a cabo empleando los
datos de la ingeniería básica de PEMEX que permitirán realizar una comparación
con los resultados obtenidos y llevar a cabo el análisis del proceso de
hidrotratamiento de Diesel.

Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

2. MARCO TEÓRICO
2.1 HIDROTRATAMIENTO
El hidrotratamiento es el término empleado para describir el proceso de remoción
de impurezas mediante reacciones selectivas con hidrógeno en la presencia de un
catalizador. El hidrotratamiento cumple los siguientes objetivos:
 Remover el azufre, nitrógeno yoxígeno para el control de un producto final
que cumpla con las especificaciones o para la preparación de la materia
prima para su futuro procesamiento.
 Remover metales generalmente en reactores catalíticos separados cuando
los compuestos órgano-metálicos son hidrogenados y descompuestos,
resultando en deposición de metales en los poros del catalizador.
 Saturación de olefinas y aromáticos.
Las fracciones más ligeras, como la nafta, generalmente se someten a un proceso
de hidrotratamiento para ser tratadas en reformadores catalíticos con el objetivo
de evitar el envenenamiento del catalizador en pasos posteriores. Las fracciones
más pesadas, como el gasóleo pesado, son tratadas para alcanzar estándares de
calidad estrictos o para ser empleados en alguna otra sección de una refinería. El
hidrotratamiento también es empleado para mejorar la calidad de los residuos
atmosféricos al reducir el contenido de azufre y compuestos órgano-metálicos.
Muchos de los estándares de calidad están basados en regulaciones ambientales.
Un proceso de hidrotratamiento generalmente consta de los siguientes pasos:
1) La alimentación líquida se mezcla con hidrógeno y se alimenta a un
calentador para luego ser llevada a un horno hasta que la mezcla alcance la
temperatura de reacción para ser alimentada al reactor catalítico.
2) El efluente del reactor es enfriado y el gas rico en hidrógeno se separa
usando un separador de alta presión.
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

3) El gas rico en hidrógeno es sometido a un tratamiento de aminas para
remover el H2S que pudiera contener. Parte del gas de recirculación se
purga para prevenir la acumulación de hidrocarburos ligeros (C1-C4) y para
controlar la presión parcial de hidrógeno.
4) El efluente líquido se introduce a un fraccionador para la separación de
productos.

Figura 1. Esquema de Proceso de Hidrotratamiento (Fahim et al., 2010)

2.2 REACCIONES DE HIDROTRATAMIENTO
Las fracciones de petróleo generalmente contienen elementos como azufre,
nitrógeno, oxígeno, y compuestos órgano-metálicos que pueden envenenar y
desactivar a los catalizadores. Dependiendo de la fracción de la que se trate y de
su origen, tendrán diferentes concentraciones de estos elementos. Por ejemplo, la
nafta contiene cantidades extremadamente bajas de compuestos órgano-
metálicos mientras que los residuos atmosféricos contienen niveles altos en
porcentaje de los mismos. El azufre es la impureza más abundante en las
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

fracciones de petróleo. Su contenido varía entre 0.05 y 6.0 % peso dependiendo
del origen del crudo. En las fracciones de nafta ligera, el azufre se encuentra
presente en forma de tioles (mercaptanos), sulfuros, disulfuros o tiofenos. Para el
keroseno y gasóleo, los compuestos tiofénicos como los benzotiofenos y
dibenzotiofenos son los más abundantes.
El contenido de nitrógeno en el petróleo varía de 0.1% a 1% peso. El nitrógeno
generalmente se concentra en las fracciones más pesadas. Aproximadamente un
tercio del contenido total de nitrógeno está presente en compuestos con un núcleo
de piridina, mientras que el resto se encuentra en compuestos con núcleo de
pirrol.
Las reacciones de hidrotratamiento, bajo condiciones típicas de operación, son
exotérmicas e irreversibles. En general, algunas reacciones de hidrotratamiento
son más complejas que otras. Las reacciones de desnitrificación y saturación de
aromáticos son las reacciones más complejas, mientras que las reacciones de
desmetalización y desulfuración suelen ser las más sencillas.

2.2.1 Hidrodesulfuración
La remoción de azufre ocurre mediante la conversión de los compuestos de
azufre presentes en la alimentación a H2S. Esta conversión suele llamarse
desulfuración o hidrodesulfuración (HDS). El azufre se encuentra en las fracciones
de petróleo en forma de cientos de compuestos azufrados diferentes. En el rango
de nafta a residuos atmosféricos, los compuestos de azufre pertenecen a alguno
de los siguientes seis grupos: mercaptanos, sulfuros, disulfuros, tiofenos,
benzotiofenos y dibenzotiofenos. A continuación se muestra la estructura química
de éstos; así como las reacciones de hidrodesulfuración.
Mercaptanos R-SH + H2  R-H + H2S
Sulfuros R2S + 2H2  2RH + H2S
Disulfuros (RS)2 + 3H2  2RH + 2H2S
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

Tiofenos

Benozotiofenos

Dibenzotiofenos

Las reacciones de hidrodesulfuración siguen un mecanismo cuyo primer paso
consiste en la remoción de azufre seguido por la saturación de la olefina.
De menor a mayor dificultad de remoción, estas reacciones se pueden ordenar de
la siguiente manera.
Mercaptanos  Sulfuros  Disulfuros  Tiofenos  Benzotiofenos  Dibenzotiofenos

Dado que en las fracciones de gasóleo la mayoría de los compuestos de azufre
son benzotiofenos y dibenzotiofenos, la tarea de remover el azufre se vuelve
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

mucho más compleja que en otras fracciones como la nafta cuyos compuestos de
azufre son mercaptanos y sulfuros.

2.2.2 Hidrodesnitrificación
El nitrógeno se encuentra principalmente en las fracciones más pesadas del
petróleo. Tanto la complejidad molecular como la cantidad de nitrógeno aumentan
con el punto de ebullición. Algunas reacciones típicas de desnitrificación son las
siguientes:
Pirrol C4H4NH + 4H2  C4H10 + NH3
Piridina C5H5N + 5H2  C5H12 + NH3
A diferencia de las reacciones de HDS, el mecanismo de las reacciones de
desnitrificación inicia con la saturación del aromático seguido por la eliminación del
nitrógeno. Esto las hace mucho más complejas y aumenta el consumo de
hidrógeno debido a que la hidrogenación de los anillos aromáticos es dependiente
de la presión parcial de hidrógeno y es el paso limitante en la remoción de
nitrógeno.

2.2.3 Eliminación de compuestos oxigenados
La mayoría de los crudos contienen cantidades muy bajas de oxígeno. Los
compuestos de oxígeno se convierten en el hidrocarburo correspondiente y agua
mediante la hidrogenación.

Fenol C6H5OH + H2  C6H6 + H2O
Peróxidos C7H13OOH + 3H2  C7H16 + 2H2O

Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

2.2.4 Saturación de olefinas
Las olefinas se forman durante el procesamiento del petróleo en unidades
catalíticas o termales. Las fracciones que contienen olefinas son inestables y se
debe evitar que entren en contacto con oxígeno antes del hidrotratamiento para
evitar la formación de polímeros. Las reacciones de saturación de olefinas son
muy rápidas y altamente exotérmicas.
Hexeno C6H12 + H2  C6H14
Ciclohexeno C6H10 + H2  C6H12

2.2.5 Saturación de aromáticos
La saturación de compuestos aromáticos se emplea para mejorar las propiedades
de los productos de petróleo. Son reacciones muy exotérmicas pero ocurren con
gran dificultad y están limitadas por condiciones de equilibrio termodinámico.
Generalmente los compuestos aromáticos encontrados en las fracciones de
petróleo son de unos, dos o tres anillos aromáticos.
Benceno C6H6 + H2  C6H12

2.2.6 Eliminación de metales
Algunas fracciones de petróleo contienen trazas de impurezasen forma de
compuestos órgano-metálicos. Estos compuestos se descomponen en el
hidrotratamiento y el metal se deposita en el catalizador en forma de un sulfuro
metálico.
R-Me + H2S  R-H2 + MeS
Al depositarse los metales en el catalizador, contribuyen a la desactivación del
mismo por lo cual deben ser eliminados antes de las reacciones de
hidrotratamiento.
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

2.3 CATALIZADORES PARA HIDROTRATAMIENTO
Los catalizadores más empleados para las reacciones de hidrotratamiento son
combinaciones de cobalto (Co), níquel (Ni), molibdeno (Mo) y Tungsteno (W) con
un soporte de alúmina. El componente activo generalmente es molibdeno, aunque
también se puede emplear tungsteno. Para los catalizadores de molibdeno, se
emplea cobalto (CoMo) y níquel (NiMo) como promotor. La función del promotor
es incrementar la actividad del metal activo. Estos catalizadores tienen poros con
un área superficial de 200-300 m2/g y vienen en diferentes tamaños y formas
dependiendo del fabricante.
El tamaño y la forma del catalizador se seleccionan de acuerdo al deseo de
minimizar los efectos difusionales en las partículas de catalizador y la caída de
presión a lo largo del reactor.

2.4 HIDRÓGENO DE REPOSICIÓN
Para los reactores donde se llevan a cabo reacciones de hidrotratamiento es
importante mantener cierta presión parcial de hidrógeno. Esto se logra reciclando
el hidrógeno que no ha reaccionado y añadiendo hidrógeno de reposición para
compensar la cantidad consumida. El hidrógeno de reposición se puede calcular
empleando la siguiente expresión:
ó ó
Los requerimientos de hidrógeno para el hidrotratamiento se clasifican en:
a. Requerimiento químico. Es la cantidad de hidrógeno requerida para
remover compuestos indeseados como azufre, oxígeno, nitrógeno, olefinas
y compuestos órgano-metálicos, de acuerdo a la estequiometria de la
reacción.
b. Hidrógeno disuelto en los hidrocarburos tratados. Este hidrógeno puede ser
calculado con la ecuación de estado bajo condición de hidrotratamiento.
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

c. Cantidad de hidrógeno en la purga de hidrocarburos ligeros y sulfuro de
hidrógeno (si no es removido por tratamiento con amina). Este hidrógeno se
puede predecir mediante el cálculo de un flash.

2.5 DIESEL
El Diesel es un producto derivado de la refinación del petróleo empleado como
combustible para una gran variedad de vehículos automotores. Se manufactura en
muchos casos a partir del gasóleo y aceite cíclico ligero. El rango de temperaturas
de la fracción a la que pertenece el Diesel va de 270 a 350 °C.
El Diesel, al igual que el crudo es una mezcla de hidrocarburos. Sin embargo, lo
que diferencia al Diesel del crudo, aparte del proceso de refinación al que es
sometido, es una serie de características que lo hacen apto para su uso como
combustible. Estas características son principalmente el índice de cetano y el
contenido de azufre.

2.5.1 Índice de Cetano
La calidad del combustible Diesel se expresa mediante el índice de cetano o
número de cetano. El número de cetano es una medida de la calidad de ignición
del Diesel. Se expresa en términos del porcentaje volumen de cetano (C16H34) en
una mezcla con n-cetano o alfa-metil-naftaleno (C11H10). El cetano tiene un
periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna un índice de cetano de
100; el alfa-metil-naftaleno tiene un periodo largo de retardo y se le asigna un
índice de cetano de 0. La propiedad deseable de la gasolina para prevenir que la
combustión inicie en el momento incorrecto es la habilidad para resistir la
autoignición, mientras que para el Diesel la propiedad deseable es la autoignición.
Típicamente los motores se diseñan para utilizar índices de cetano de entre 40 y
55 ya que debajo de 38 se incrementa rápidamente el retardo de la ignición.
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

2.5.2 Azufre
El azufre se encuentra de manera natural en el petróleo. El compuesto de azufre
presente dependerá de la fracción de la que se trate. Las fracciones ligeras
contienen compuestos de azufre con estructuras más sencillas que las fracciones
pesadas. El 80-90% del azufre en las fracciones pesadas se encuentra en forma
de estructuras cíclicas complejas. Por ejemplo, en la fracción de nafta de pueden
encontrar compuestos de azufre relativamente sencillos de remover como son los
mercaptanos, tiofenos y benzotiofenos, lo cual genera gasolinas donde estos
compuestos pueden estar presentes. Para el caso del Diesel, los compuestos de
azufre comúnmente encontrados son los siguientes (Song & Ma, 2003):
- Benzotiofenos alquilados
- Dibenzotiofeno (DBT)
- Dibenzotiofenos alquilados.
Los dibenzotiofenos alquilados son los compuestos más difíciles de remover en el
Diesel ya que el impedimento estérico generado alrededor del átomo de azufre los
vuelve compuestos altamente refractarios. Los estudios acerca de los procesos de
hidrodesulfuración de Diesel o gasóleo suelen incluir dentro de los compuestos de
azufre al 4-metildibenzotiofeno (4-MDBT) y al 4,6-dimetildibenzotiofeno (4,6-
DMDBT) ya que son éstos compuestos los que establecen las condiciones bajo
las cuales se debe operar, así como el tipo de catalizador necesario para alcanzar
un Diesel de ultra bajo azufre.
El contenido de azufre en el combustible afecta a los motores Diesel de dos
formas diferentes. Una tiene que ver con la contaminación ambiental por la
emisión de SOx de los gases producidos en la combustión y otra directamente a
las partes que componen los motores.
En México, la Norma Oficial Mexicana NOM-EM-005-CRE-2015 regula
actualmente la calidad de los combustibles y establece que el Diesel puede
contener un máximo de 15 ppm peso.
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

2.6 REFINERÍA “GENERAL LÁZARO CÁRDENAS DEL RÍO”
La Refinería “General Lázaro Cárdenas del Río” se encuentra ubicada en el
municipio de Minatitlán, al sur del estado de Veracruz. Sus inicios se remontan al
año de 1906, siendo la primera refinería en Latinoamérica. En ese entonces la
refinería se llamaba “El Águila”, era propiedad del inversionista británico Weetman
Pearson y tenía la capacidad de procesar 500 barriles diarios (bd). Fue hasta
1938, gracias a la expropiación petrolera, que pasó a ser patrimonio de la nación.
El 22 de febrero de 1956 se inaugura la nueva Refinería "Gral. Lázaro Cárdenas
del Río" en Minatitlán, Veracruz, con capacidad de 50,000 bd que incluye la
primera planta de desintegración catalítica en México. En el 2011, durante la
presidencia de Felipe Calderón Hinojosa, se inició el proyecto de reconfiguración
de la Refinería de Minatitlán con el objetivo de modernizar la estructura de la
planta y orientarla a productos de mayor valor agregado.
La Refinería hoy cuenta con 27 plantas industriales y tiene una extensión de 800
hectáreas. La refinería abastece de combustible al sureste del país y cubre parte
de la demanda de la Ciudad de México.

2.7 PLANTA HIDRODESULFURADORA DE DIESEL
La Unidad Hidrodesulfuradora de Diesel U-24000 de PEMEX, localizada en la
Refinería “General Lázaro Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz, está diseñada para
la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre, nitrógeno, aromáticos y
compuestos metálicos presentes en la carga para obtener un Diesel-producto con
un máximo de 10 ppm-peso (0.001% peso de azufre) y 30% vol.de aromáticos. La
planta fue diseñada en su ingeniería básica por el Instituto Mexicano del Petróleo
(IMP), mediante el proyecto F-22016, para obtener un Diesel con 200 ppm de
azufre. Sin embargo, derivado de las regulaciones dictadas por la Norma Oficial
Mexicana NOM-086-ECOL-2003 que establece que el combustible Diesel debe
contener un máximo de 15 ppm-peso, se inició un proyecto de adecuación
licenciado por el IMP para producir Diesel con un contenido máximo de 10 ppm-
Análisis y Simulación de la Planta de Hidrotratamiento de Diesel de la Refinería “General Lázaro
Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz

peso de azufre para satisfacer la especificación requerida. En la actualidad, la
norma vigente es la NOM-EM-005-CRE-2015 que mantiene un máximo de 15
ppm-peso de azufre en los combustibles Diesel. Esta norma fue aprobada en
carácter de emergente. El proyecto NOM-016-CRE-2016 “Especificaciones de
calidad de los petrolíferos” se encuentra en proceso de ser aprobado.

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3. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La Unidad Hidrodesulfuradora de Diesel “U-24000” está diseñada para producir
Diesel de ultra bajo azufre (10 ppm máx.). La unidad procesa 34,000 BPSD
(0.062564 m3/s) de una mezcla de:
- Diesel (48.96% vol.) proveniente de la Unidad Combinada “U-10000” y de la
Planta Primaria No. 5
- Aceite Cíclico Ligero (ACL) (3.12% vol.) proveniente de la Unidad Catalítica
“FCC No. 2”
- Gasóleo Ligero (47.92% vol.) proveniente de la Unidad de Coquización
Retardada “U-31000”.
Mediante el proceso se lleva a cabo la hidrogenación catalítica de los compuestos
de azufre, nitrógeno, insaturados y olefinas presentes en la carga con el fin de
obtener un diesel-producto que cumpla las siguientes especificaciones:
- 0.001% peso de azufre
- Contenido máximo de aromáticos del 30% vol.
La unidad hidrodesulfuradora está constituida por cinco secciones:
- Sección de Reacción.
- Sección de Lavado con DEA
- Sección de Compresión y Recirculación de Gas
- Sección de Agotamiento
- Sección de Regeneración de Amina

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Figura 2. Diagrama de bloques de las secciones que conforman el proceso de
hidrotratamiento de Diesel

3.1 SECCIÓN DE REACCIÓN
En esta sección se alimenta la mezcla de Diesel, Aceite Cíclico Ligero y Gasóleo
Ligero, la cual fluye a través de una serie de intercambiadores hasta alcanzar la
temperatura requerida para llevar a cabo las reacciones de desmetalización y de
hidrodesulfuración. Estas corrientes se combinan con hidrógeno debido a que éste
constituye uno de los reactivos de las reacciones involucradas. Una vez llevadas a
cabo las reacciones, la corriente del efluente se enfría a través de un tren de
enfriamiento.
Primero se recibe la corriente de alimentación a una temperatura de 38°C y 411.9
kPag la cual se calienta en el Intercambiador Carga/Diesel Producto (E-24001)
hasta alcanzar una temperatura de 113°C. En el Acumulador de Carga (D-42001),
que opera a 186.3 kPag y 113°C se separa el agua amarga que pudiera contener
la corriente de carga. La corriente libre de agua y previamente inyectada con un
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agente antiensuciante se envía mediante la Bomba de Carga (P-24001) a una
presión de 9208.4 kPag al Primer Intercambiador Carga/Efluente del Reactor (E-
24002) donde se eleva su temperatura a 258°C. Posteriormente, la corriente de
hidrocarburos se divide en dos corrientes las cuales se van a mezclar con la
corriente de hidrógeno. La primera corriente se alimenta al Calentador de Carga
(H-24001) para alcanzar las condiciones de reacción. La segunda corriente pasa
por el Intercambiador Carga/Efluente (E-24005) para alcanzar la temperatura de
reacción. Una vez que ambas corrientes alcanzaron la temperatura de reacción,
se mezclan para ser alimentadas al Reactor Desmetalizador (R-24002) a 7943.4
kPag y 309°C. Este reactor está constituido por un lecho fijo de catalizador y tiene
como función la hidrogenación de olefinas, la hidrodesnitrogenación, la remoción
de sílice y otros metales presentes en la carga para evitar el envenenamiento y
desactivación del catalizador en el Reactor de hidrodesulfuración. A continuación,
el efluente del Reactor Desmetalizador se mezcla con hidrógeno y se alimenta al
Reactor de Hidrodesulfuración (R-24001). El Reactor de Hidrodesulfuración está
constituido por tres lechos fijos de catalizador, donde se llevan a cabo las
reacciones de hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre, nitrógeno y
aromáticos. Entre cada lecho se inyecta una corriente de hidrógeno de apagado
con el objeto de controlar la temperatura de la mezcla hidrógeno/hidrocarburos a
la salida de cada lecho.
El efluente del Reactor de Hidrodesulfuración pasa por un tren de
intercambiadores de calor que consiste en:
- Segundo Intercambiador Carga/Efluente (E-24005) donde se enfría hasta
334°C.
- Intercambiador Hidrógeno/Efluente (E-24003) donde se enfría a 307°C.
- Primer intercambiador Carga/Efluente (E-24002) donde se enfría a 231° C.
Finalmente, llega al Separador Caliente de Alta Presión (D-24002) que opera a
231 °C y 7149.0 kPag. La corriente de vapor se envía a la Sección de Lavado con
DEA y la corriente líquida se envía a la Sección de Agotamiento.
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Figura 3. DFP Sección de Reacción
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3.2 SECCIÓN DE LAVADO CON DEA
A la corriente de hidrógeno de recirculación proveniente de la Sección de
Reacción, se le inyecta agua de lavado junto con un inhibidor de corrosión y se
envía al Enfriador de Hidrógeno de Recirculación (EA-24001), en donde se
condensa parcialmente para separarse en tres fases en el Separador Frío de Alta
Presión (D-24003) que opera a 7080.4 kPag y 54°C. Estas tres fases son las
siguientes:
- La fase liviana (hidrocarburos) se envía al Segundo Separador de Diesel
(D-24009) en la Sección de Agotamiento.
- La fase acuosa (agua amarga) se envía al Tanque Acumulador de Agua
Amarga (D-24015)
- Los vapores se alimentan a la Torre Lavadora (T-24001).
El gas amargo se somete a un proceso de absorción con una solución de
dietanolamina (DEA) al 20% peso en la Torre Lavadora T-24001 con el objetivo de
eliminar el ácido sulfhídrico de la corriente gaseosa. La torre consta de 12 platos.
El gas se alimenta por la parte inferior de la torre en el plato No. 12 y se pone en
contacto con la solución de DEA pobre que se alimenta por la parte superior en el
plato No. 1 para obtener un gas dulce y una amina rica. La amina rica se envía a
la Sección de Regeneración de Amina para su posterior tratamiento y el gas dulce
se envía a la Sección de Compresión y Recirculación de Gas, donde se eliminan
las trazas de DEA que se pudieran arrastrar en el mismo.

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Figura 4. DFP Sección de Lavado con DEA
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3.3 SECCIÓN DE COMPRESIÓN Y RECIRCULACIÓN
La alimentación a esta sección consiste en las siguientes corrientes:
- Hidrógeno de importación a 3530.4 kPag y 38°C- Hidrógeno de la Unidad Hidrodesulfuradora de Gasóleos “U-11000” a 784.5
kPag y 38°C, así como la purga de la misma unidad.
- Hidrógeno de la Planta de Hidrógeno “U-20000” la cual se recibe a 3432.3
kPag y 38°C.
El hidrógeno de la Unidad “U-11000” es alimentado al Tanque D-24016, donde se
eliminan los posibles líquidos que pudiera tener la corriente. El hidrógeno se
comprime a 1902.5 kPag en el Compresor de Hidrógeno de HDS de Gasóleos (C-
24005) para luego ser enfriado en el Enfriador de Gas de HDS (E-24020) a 38°C.
Este hidrógeno se mezcla con el hidrógeno de baja pureza del Tanque D-24016
de recirculación y el hidrógeno de importación. La mezcla se envía a la Planta
Purificadora de Hidrógeno (PSA), la cual tiene como función primordial la
purificación del hidrógeno que se requiere reponer a la Sección de Reacción
debido a su consumo en las reacciones de hidrodesulfuración, desnitrogenado y
desaromatizado. De esta planta se obtienen dos corrientes, una es hidrógeno de
alta pureza, la cual se envía como hidrógeno de reposición y la segunda corriente
se envía como gas combustible a la red de gas de la refinería.
El hidrógeno de alta pureza se envía al Compresor de Hidrógeno de Reposición
(C-24001) que consta de tres etapas con enfriadores y separadores interetapas. El
gas que sale de la última etapa se encuentra a 9326.1 kPag y 137°C y de ésta se
recircula una corriente al Tanque de Succión de Compresor de H2 de Reposición
(D-24014). La corriente restante se mezcla con la descarga del Compresor de
Hidrógeno de Recirculación (C-24002) y se envía a la Sección de Reacción a
9326.1 kPag y 105°C.
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Figura 5. DFP Sección de Compresión y Recirculación de Gas
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3.4 SECCIÓN DE AGOTAMIENTO
En esta sección se separan los hidrocarburos livianos del Diesel desulfurado
utilizando la Torre Estabilizadora T-24002. Se recibe como carga el líquido
proveniente del Tanque Separador de Alta Presión, D-24002, de la Sección de
Reacción, el cual se expande y se separa a 1088.5 kPag y 234°C. El líquido se
envía al Intercambiador E-24006, saliendo a 293°C y después se alimenta al plato
No. 10 de la Torre Estabilizadora. El vapor se envía al Enfriador Final de Gases
EA-24006. Posteriormente se envía al segundo Separador de Diesel D-24009, que
opera a 55°C y 1019.9 kPag, de donde el líquido separado se envía a la Torre
Estabilizadora en el plato No. 6. Los gases amargos separados se mezclan con la
corriente de descarga del Compresor de Gas Amargo C-24004.
La Torre Estabilizadora opera en el domo a 304.0 kPag y 202°C y en el fondo a
343.2 kPag y 325°C. Los vapores del domo se envían al condensador de la Torre
Estabilizadora EA-24005, condensándose parcialmente. La mezcla resultante se
recibe en el Acumulador de Reflujo de la Torre Estabilizadora (D-24010), en donde
se lleva a cabo la separación de fases a 264.8 kPag y 54°C. Ahí se separan tres
fases: los hidrocarburos líquidos, parte de los cuales se envían como reflujo a la
torre mediante la Bomba de Reflujo de Torre Estabilizadora (P-24004) y el resto se
envía como nafta amarga a Límite de Batería a 686.5 kPag y 38°C. Esta
temperatura la alcanza previamente en el Enfriador de Naftas (E-24012). El agua
amarga que contiene la corriente se separa en la pierna del tanque y se envía al
Tanque de Succión de Compresor de Gas Amargo (D-24011), donde se elimina el
agua y/o hidrocarburos líquidos que se pudieran arrastrar.
Los vapores de la descarga del Compresor de Gas Amargo (C-24004) a 833.6
kPag y 92°C se unen con los vapores que provienen del Segundo Separador de
Diesel, D-24009. Esta corriente se enfría a 38° en el Enfriador de Descarga del
Compresor de Gas Amargo (E-24011) y se envía al Tanque Separador a la
Descarga del Compresor de Gas Amargo (D-24013) que opera a 764.9 kPag,
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donde los líquidos se envían al sistema de desfogue ácido, y los vapores amargos
se envían a la Sección de Regeneración de Amina.
Del fondo de la Torre Estabilizadora salen dos corrientes de diesel desulfurado. La
primera se envía al Rehervidor de la Torre Estabilizadora (H-24002) mediante la
Bomba de Recirculación al Horno (P-24006) a una presión de 784.5 kPag y una
temperatura de 343°C, obteniendo la vaporización necesaria (33% molar) para
regresar a la torre y suministrar los requerimientos térmicos. La segunda corriente
es el Diesel-Producto que se envía a un tren de intercambio de calor para su
enfriamiento y envío a Límite de Batería. Pasa a través del E-24006 donde se
enfría a 290°C. Posteriormente pasa a través del Generador de Vapor (E-24007),
enfriándose a 247°C, después se envía al Precalentador de Alimentación al
Generador de Vapor (E-24008), saliendo a 236°C. Enseguida se envía a la
sección de Reacción.
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Figura 6. DFP Sección de Agotamiento
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3.5 SECCIÓN DE REGENERACIÓN DE AMINA
Esta sección tiene como función eliminar el ácido sulfhídrico contenido en el gas
amargo proveniente de la Sección de Agotamiento mediante un proceso de
absorción con una solución de dietanolamina (DEA) al 20% en peso. Esta sección,
además, tiene como objetivo regenerar la amina rica en H2S que sale del fondo de
la Torre lavadora T-24001 en la sección de lavado de DEA. El flujo total de amina
rica que se trata está constituido por las corrientes que provienen de la Torre
Lavadora (T-24001) de la Sección de Lavado con DEA, de la Torre Endulzadora
de Gases (T-24071) y de las corrientes secundarias del Tanque K.O. de Succión
(D-24007) de la Sección de Compresión, y del Separador de Gas Dulce (D-
24071). Una vez que las corrientes se mezclan llegan al Asentador de Amina Rica
(D-24072) que opera a 49 kPag y 66°C, el cual está dividido por mamparas en tres
secciones, en donde se separan los vapores con alto contenido de hidrocarburos
livianos y ácido sulfhídrico, enviándose éstos al sistema de desfogue. La amina
rica que se encuentra en el tercer compartimiento se bombea a 608.0 kPag con la
Bomba P-24071 hacia el Intercambiador E-24072, en donde se calienta a 95°C.
Posteriormente se envía al plato No. 3 de la Torre Regeneradora de Amina (T-
24072), la cual opera en el domo a 107.9 kPag Y 118°C y en el fondo a 127.5
kPag y 124°C.
Cuando el líquido de la alimentación a la columna entra en contacto con los
vapores calientes generados en el Rehervidor de la Torre Regeneradora de
Amina, se propicia la separación del ácido sulfhídrico del líquido. Los vapores del
domo de la torre pasan por el primer Condensador EA-24072 y posteriormente al
Segundo Condensador E-24074 condensando parcialmente y llegando al
Acumulador de Reflujo de la Regeneradora de Amina (D-24074), para separar las
fases a 88.3 kPag y 38°C, mientras que el líquido se regresa al domo de la Torre
Regeneradora de Amina. El producto de fondos de la Torre Regeneradora de
Amina a 124°C, se enfría a 94°C con la corriente de alimentación a la torre en el
intercambiador E-24072.
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La amina pobre se envía al Tanque de Amina Pobre (TV-24071) y de ahí se envía
a las torres T-24071 y T-24001.
La corriente degas amargo proveniente del acumulador D-24013, de la Sección
de Agotamiento, se pone en contacto con la solución de DEA, entrando por el
fondo de la Torre Endulzadora de Gases a 745.3 kPag y 38°C fluyendo a
contracorriente con la amina pobre. Sale por el domo de la misma hacia el
Separador de Gas Dulce (D-24071), donde se separa el líquido (amina rica) y el
gas combustible dulce que se envía a Límite de Batería a 588.4 kPag y 38°C.
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Figura 7. DFP Sección de Regeneración de Amina
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4. SIMULACIÓN DEL PROCESO
4.1 SOFTWARE
La herramienta empleada para la simulación del proceso de hidrotratamiento de
Diesel fue el software Aspen Plus V8.8. Este software pertenece a la empresa
AspenTech y es uno de las herramientas para simulación y optimización de
procesos más empleadas en la actualidad, ya que permite la simulación de una
gran variedad de procesos como aquellos pertenecientes a la industria bioquímica,
petroquímica y de polímeros entre otros.
El simulador está conformado por cuatro ambientes principales que son:
- Ambiente de Propiedades. En este ambiente se seleccionan los
compuestos que se van a emplear durante la simulación así como los
modelos para el cálculo de propiedades termodinámicas.
- Ambiente de Simulación. Aquí se construye el esquema de proceso al
seleccionar y conectar los bloques que representan a los equipos. También
es aquí donde se introducen los datos necesarios como temperaturas,
presiones, flujos y composiciones para correr la simulación y obtener
resultados.
- Análisis de seguridad. Este ambiente permite realizar un análisis de
presión y dimensionamiento de equipos de alivio de presión considerando
diversos escenarios de emergencia para cumplir las regulaciones de
seguridad.
- Análisis Energético. Sirve para identificar oportunidades de ahorro
energético y compara diferentes escenarios.
Para el presente trabajo se emplearon dos de los ambientes disponibles: el
ambiente de propiedades y el ambiente de simulación. Se simularon las cinco
secciones que componen al proceso de hidrotratamiento. Para generar el
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esquema de simulación fue necesario contar con tres grupos de datos
fundamentales:
- Datos de diseño
- Modelo termodinámico
- Modelo cinético
La ingeniería básica de PEMEX solamente proporciona los datos de diseño, por lo
cual fue necesario determinar los otros dos grupos de datos para completar la
simulación.

4.2 CARACTERIZACIÓN DE LA ALIMENTACIÓN
La alimentación a la planta está compuesta por una mezcla de Diesel, Aceite
Cíclico Ligero y Gasóleo en la siguiente proporción:
 Diesel de almacenamiento de la Unidad Primaria No. 5 (8.4% vol.)
 Diesel de la Unidad Combinada “U-10000” (40.6% vol.)
 Aceite Cíclico Ligero (ACL) de la Unidad “FCC No. 2” (3.1% vol.)
 Gasóleo Ligero de la Unidad de Coquización Retardada “U-31000” (47.9%
vol.)
Para llevar a cabo la caracterización de las corrientes que componen la mezcla se
empleó la Tabla 1. Los datos contenidos en esta tabla fueron proporcionados por
las bases de diseño de la ingeniería de PEMEX y en ella se establecen las
características de las cuatro corrientes que constituyen la alimentación a la Planta.

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Tabla 1. Propiedades de las corrientes de alimentación
Propiedad
Diesel
Aceite
Cíclico
Ligero
Gasóleo
Ligero
Almacenamiento
de Primaria No. 5
Combinada
U-10000
FCC No.2
Unidad de
Coquización
Retardada
Flujo (BSPD) 2,841 13,804 1,060 16,295
°API 34.6 29.8 13.9 32.7
Azufre, % peso 1.10 2.03 2.00 2.20
Nitrógeno, % peso - - - 0.14
Índice de Cetano 52.37 46.64 24.38 42.14
Destilación D-86 (°C), %vol.
TIE 245 224 - 193
10 270 276 258 220
30 287 296 - 247
50 297 309 - 271
90 323 348 331 324
95 339 356 - -
TFE 357 364 355 351
TIE = Temperatura inicial de ebullición
TFE = Temperatura final de ebullición

Se introdujeron los datos correspondientes para cada corriente empleando la
pestaña Assay/Blend dentro del ambiente de propiedades de Aspen Plus como se
observa en la Figura 8.
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Figura 8. Creación de un ensayo en Aspen Plus

Una vez introducidos los datos para cada una de las corrientes que componen la
alimentación, se generó una mezcla (Blend) de las cuatro corrientes con los flujos
previamente indicados.

Figura 9. Generación de una mezcla en Aspen Plus
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El siguiente paso fue la generación de pseudocomponentes. Para la corriente de
entrada, la ingeniería de PEMEX establece 35 pseudocomponentes en el intervalo
de temperaturas de 165 a 388 °C. En el caso de la simulación, primero se generó
una curva TBP (True Boiling Point) para la mezcla de las cuatro corrientes con el
objetivo de conocer el rango de temperaturas entre las cuales se deben generar
los pseudocomponentes. Una vez generada esta curva, se realizaron 36 cortes
para la generación de 35 pseudocomponentes en una rango de temperaturas de
154 a 384°C.

4.3 COMPUESTOS DE AZUFRE
El objetivo principal del proceso es la remoción de azufre para alcanzar un
producto con un contenido máximo de azufre de 10 ppm, por lo que la selección
de los compuestos que representen el contenido de azufre fue un paso
determinante en el desarrollo de este proyecto.
Como se mencionó anteriormente, los compuestos de azufre comúnmente
encontrados en las fracciones de Diesel son benzotiofenos alquilados,
dibenzotiofenos y dibenzotiofenos alquilados en las posiciones 4 y/o 6. Al existir
más información sobre la cinética de los dibenzotiofenos y dibenzotiofenos
alquilados, los compuestos seleccionados para representar el contenido de azufre
en la alimentación fue la siguiente:
- Dibenzotiofeno (DBT)
- 4-Metildibenzotiofeno (4-MDBT)
Cabe mencionar que se consideró incluir al 4,6-DMDBT dentro de estos
compuestos, ya que al ser de los compuestos de azufre más refractarios,
constituye un buen indicador para saber si se alcanzan las especificaciones de 10
ppm de azufre que indica la ingeniería de PEMEX. Sin embargo, aún empleando
concentraciones muy bajas para este compuesto y haciendo intentos de ajustar
algunos parámetros de operación (temperatura, presión parcial de hidrógeno), no
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se logró llegar a un valor cercano a las 10 ppm de azufre. Por esta razón y otras
que se explicarán más adelante en la sección de Análisis de Resultados, el 4,6-
DMDBT no fue incluido dentro de los compuestos de azufre.
En la Tabla 2 se muestran algunas propiedades de los compuestos de azufre
empleados en la simulación.
Tabla 2. Propiedades de los compuestos de azufre.
Compuesto Estructura
Fórmula
Molecular
Peso
Molecular
TBP
[°C]
Dibenzotiofeno
(DBT)

C12H8S 184.2615 331.45
4-Metildibenzotiofeno
(4-MDBT)

C13H10S 198.2884 349.65
*TBP = True Boiling Point
Es comúnmente aceptado que la hidrodesulfuración del DBT y DBT’s alquil-
sustituidos sigue dos rutas:
1) Desulfurización directa (DDS) que resulta en la formación de bifeniles.2) Hidrogenación (HYD) que forma tetrahidro- y hexahidro- intermediarios
seguido por la desulfurización a ciclohexilbencenos y biciclohexiles.
Estudios han demostrado que las reacciones de HDS de dibenzotiofenos
alquilados se dan principalmente por la ruta HYD. Esto debe tomarse en cuenta
para la elección del catalizador más adecuado. Los catalizadores más comunes
para las reacciones de HDS son de Co/Mo y Ni/Mo.
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Para llevar a cabo el análisis sobre la cinética de cada compuesto se emplearon
los siguientes parámetros cinéticos:
Datos cinéticos DBT (Vanrysselberghe y Froment, 1996)
Los datos corresponden a experimentos realizados empleando un catalizador
comercial de CoMo/Al2O3 en un reactor multifase bajo las siguientes condiciones
de operación:
- Temperatura: 513 – 573 K
- Presión total: 50 – 80 bar
- Relación H/HC: 1.1 – 4.1
Desarrollaron ecuaciones de rapidez de tipo Hougen-Watson para describir la
hidrogenólisis del dibenzotiofeno a bifenil y H2S, así como la hidrogenación del
dibenzotiofeno (DBT) a tetra- e hexahidrodibenzotiofeno, la hidrogenación de
bifenil (BPH) a ciclohexilbenceno (CHB) y la hidrogenación de ciclohexilbenceno a
biciclohexil (BCH). Se consideraron dos sitios activos:  (sitios de hidrogenólisis) y
 (sitios de hidrogenación).
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Figura 10. Mecanismo de reacción del DBT

Las expresiones de rapidez para la hidrodesulfuración del DBT son las siguientes:

Ecuación 1

Ecuación 2

Ecuación 3

Ecuación 4

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Donde,
= rapidez de hidrogenólisis, kmol/(kgcat h)
= rapidez de hidrogenación, kmol/(kgcat h)
= coeficiente de rapidez de reacción, kmol/(kgcat h)
= coeficiente de equilibrio de adsorción, m3/kmol
= concentración líquida del componente i, kmol/ m3

Tabla 3. Parámetros cinéticos del DBT. (Vanrysselberghe & Froment, 1996)
Constante Valor Unidades

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Datos cinéticos 4-MDBT (Vanrysselberghe, LeGall y Froment, 1998)
Los datos corresponden a experimentos realizados en presencia de un catalizador
comercial de CoMo/Al2O3 en un reactor multifase bajo las mismas condiciones que
para el DBT. Se empleó una solución de 2% peso DBT y 0.27% peso 4-MDBT, y
se desarrollaron las ecuaciones de rapidez tipo Hougen-Watson para la
hidrogenólisis del 4-MDBT a 3-metilbifenil (3-MBPH) y H2S, así como la
hidrogenación de 4-MDBT a 3-metilciclohexilbenceno (3-MCHB) y 3-
ciclohexiltolueno (3-CHT).

Figura 11. Mecanismo de reacción del 4-MDBT
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Las expresiones de rapidez para la hidrodesulfuración del 4-MDBT son las
siguientes:

Ecuación 5

Ecuación 6

Ecuación 7

Tabla 4. Parámetros cinéticos del 4-MDBT. (VanrysselberghE, LeGall y Froment,
1998)
Constante Valor Unidades

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Una vez seleccionados los compuestos de azufre en la alimentación, se estableció
el flujo de cada compuesto de azufre considerando el porcentaje que cada uno
aporta de azufre (97% peso DBT y 3% peso 4-MDBT), se introdujeron los flujos
de cada compuestos de modo que la corriente de alimentación contenga 2.156%
peso de azufre.

4.4 COMPUESTOS DE NITRÓGENO
Para representar el contenido de nitrógeno en la corriente de alimentación a la
planta se seleccionó a la quinolina por ser un compuesto que suele estar presente
en las corrientes de Diesel. Para simplificar la simulación, éste fue el único
compuesto de nitrógeno que se empleó.
Tabla 5. Propiedades de la Quinolina
Compuesto Estructura
Fórmula
Molecular
Peso
Molecular
TBP
[°C]
Quinolina

C9H7N 129.16 238

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La reacción que se lleva a cabo en presencia de hidrógeno es la siguiente:

Para esta reacción no se usaron datos cinéticos. La reacción se introdujo en el
simulador como una reacción en equilibrio cuya única variable a especificar es la
conversión.

4.5 SELECCIÓN DEL MÉTODO DE PROPIEDADES TERMODINÁMICAS
Se emplearon diferentes métodos para los equipos más importantes de cada una
de las secciones que conforman a la planta de hidrotratamiento de Diesel.
Tabla 6. Métodos de propiedades termodinámicas para cada sección
Sección Método de propiedades
Sección de Reacción PENG-ROB
Sección de Lavado con DEA AMINES
Sección de Compresión y Recirculación de Gas PENG-ROB
Sección de Agotamiento PENG-ROB
Sección de Regeneración de Amina AMINES

El método PENG-ROB funciona bien para mezclas de hidrocarburos con
presencia de hidrógeno y H2S. Es particularmente apropiado para procesos con
altas temperaturas y altas presiones. Este método usa la ecuación cúbica de
estado estándar de Peng-Robinson para todas las propiedades termodinámicas
excepto el volumen molar líquido. Emplea el método API para el volumen molar
líquido de pseudocomponentes y el modelo Rackett para componentes reales
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El método AMINES se emplea para procesos de absorción de gas ácido con
aminas, entre ellas la dietanolamina (DEA). En el caso de la DEA, el método
AMINES funciona mejor si la concentración de amina es de 10 – 50 % peso y lacarga de H2S o CO2 con respecto a la carga de amina es de máximo 0.8 en
fracción molar. Este método de propiedades hace uso del método Kent-Eisenberg
para el cálculo de valores K y entalpías.
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4.6 SECCIÓN DE REACCIÓN

Figura 12. Esquema de simulación de la Sección de Reacción
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La sección de reacción constituye una de las secciones más importantes de la
planta, ya que es en ésta donde se lleva a cabo el proceso de remoción de azufre.
El primer paso para realizar la simulación de esta sección fue la especificación de
las reacciones en la carpeta Reactions en el ambiente de simulación. Para llevar a
cabo un análisis del comportamiento de los compuestos de azufre (DBT y 4-
MDBT) es importante especificar los datos cinéticos de las reacciones que ocurren
en los reactores.
En primer lugar se selecciona el tipo de reacción. Dada la información que se tiene
sobre la cinética se seleccionó una reacción de tipo LHHW. Una vez hecho esto,
se introdujeron las reacciones con sus coeficientes estequiométricos en la pestaña
Stoichiometry. Las reacciones que se establecieron como se muestra a
continuación:
Reacciones DBT:
DBT + 2H2  BPH + H2S
DBT + 5H2  CHB + H2S
BPH + 3H2  CHB
CHB + 3H2  BCH
Reacciones 4-MDBT:
4-MDBT + 2H2 3-MBPH + H2S
4-MDBT + 5H2  3-MCHB + H2S
4-MDBT + 5H2  3-CHT
Como segundo paso se deben introducir los parámetros cinéticos para cada
reacción en la pestaña Kinetic. Es importante que al introducir los parámetros
cinéticos se considere que las unidades que se manejan en Aspen Plus son las
del Sistema Internacional (SI) por lo que los parámetros deben ser convertidos
para ser empleados en este simulador.
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Figura 13. Introducción de parámetros cinéticos en Aspen Plus
Hay que tomar en cuenta que Aspen Plus emplea las siguientes expresiones, por
lo cual fue necesario convertir las constantes para cada compuesto de modo que
se ajusten a las formas que se manejan en el simulador.

Una vez definidas las reacciones de hidrodesulfuración, se especificaron los
reactores. Las reacciones de desmetalización se llevan a cabo en el reactor R-
24002 con el objetivo de remover el nitrógeno, aromáticos y metales que pueden
envenenar o desactivar el catalizador en el reactor de hidrodesulfuración R-24001.
Para simular este equipo se empleó un bloque RStoic que corresponde a un
reactor estequiométrico donde se conoce la conversión. En este reactor se
emplearon la reacción de quinolina en presencia de hidrógeno para dar
propilbenceno y amoniaco. Se establecieron las condiciones de presión y
temperatura así como la conversión deseada. La reacción se introdujo en el
reactor como se establece a continuación
C9H7N + 4H2  C9H12 + NH3
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El efluente del reactor de desmetalización se mezcla con una corriente de
hidrógeno para entrar al Reactor de Hidrodesulfuración R-24001 Este reactor está
conformado por tres lechos catalíticos como se observa en la Figura 14.

Figura 14. Modelo de reactor empacado para hidrodesulfuración.
Para la simulación del reactor de hidrodesulfuración se emplearon tres reactores
para representar a cada lecho de catalizador. Éstos se simularon como reactores
adiabáticos empleando el bloque RPlug que resulta adecuado para simular
reactores de lecho empacado. Las dimensiones establecidas por las bases de
diseño empleadas se muestran en la siguiente tabla.
Tabla 7. Dimensiones del reactor de hidrodesulfuración R-24001
1er Lecho 2º Lecho 3er Lecho
Diámetro (m) 4.572 4.572 4.572
Longitud (m) 3.5 5.3 5.7

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Figura 15. Configuración de reactor RPlug en Aspen Plus.
Las bases de diseño establecen que el reactor R-24001 opera bajo un espacio
velocidad (LHSV) de 0.71 hr-1 y una relación hidrógeno-hidrocarburos (H/HC) de
534 m3 Std. de Hidrógeno puro/ m3 de carga (3000 ft3 estándar Hidrógeno
puro/barril de carga).
El espacio velocidad LHSV presenta la velocidad espacial por hora de líquido. El
volumen de alimentación se basa en el volumen líquido en condiciones ambiente y
excluye cualquier circulación de hidrógeno..

Ecuación 8
Aplicando la ecuación anterior, se obtiene el volumen de catalizador necesario:

Este dato resultó no ser coherente, ya que el volumen del reactor dedicado a los
lechos catalíticos es sólo de 233.38 m3. El volumen restante corresponde a lechos
inertes y secciones donde se lleva a cabo la mezcla de hidrógeno, por lo cual se
supuso que el cálculo de LHSV emplea el volumen total del reactor.
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El catalizador que emplea el proceso es el mismo para los tres lechos fijos de
catalizador. Los datos relacionados al catalizador se introdujeron en la pestaña
Catalyst del reactor. Para completar esta información se emplearon los datos
presentados en la Tabla 8:
Tabla 8. Características del catalizador empleadas en la simulación.
Espacios vacíos 0.5
Densidad 880 kg/m3
Diámetro 1 mm
Factor de forma* 0.3117
*El factor de forma fue calculado tomando en consideración que la forma del catalizador es tetralobular. (Pan,
Dai, Tian, & Zhang, 2015)
En cuanto a la caída de presión, se seleccionó la ecuación de Ergun en el
simulador para llevar a cabo el cálculo. La ecuación empleada por el simulador es
la siguiente:

Ecuación 9
Dónde:
U = Velocidad superficial
= Espacios vacíos
= Viscosidad del fluido
= Diámetro de partícula
= Factor de forma
= Densidad del fluido

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4.7 SECCIÓN DE LAVADO CON DEA

Figura 16. Esquema de simulación de la Sección de Lavado con DEA
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En la Sección de Lavado con DEA se alimenta la corriente gaseosa del separador
D-24002 de la Sección de Reacción. Esta sección se simuló empleando el método
AMINES para la Torre Lavadora T-24001 donde se convierte el gas amargo en
gas dulce mediante un proceso de absorción con una solución de dietanolamina
(DEA) al 20% peso.
La Torre Lavadora consta de 12 platos. La corriente de gas amargo se alimenta
por el fondo de la torre mientras que la solución de amina se alimenta en el plato
No.1. El objeto de la torre es remover el H2S hasta alrededor de 5 ppm-peso y
como máximo 30 ppm-peso. Se empleó el bloque RadFrac para la simulación de
un absorbedor en no equilibrio, especificando en la carpeta de convergencia del
equipo que se trata de un absorbedor.

Figura 17. Configuración de T-24001 en Aspen Plus
Al tratarse de un equipo en no equilibrio se seleccionó en tipo de cálculo: Rate
based. Al hacer esto se vuelve necesario especificar las dimensiones de los platosen la carpeta Tray Rating. Para esto se empleó la siguiente información que
establece las bases de diseño:
- Diámetro interno: 2.286 m
- Espaciamiento: 0.610 m
- Tipo de plato: válvula
- Número de pases por plato: 2
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También se introdujeron estimados para las temperaturas del plato No.1 (57 °C) y
para el plato No.12 (68 °C). Se establecieron las corrientes de entrada y salida de
la torre así como la caída de presión a lo largo de la torre.
Los demás equipos de esta sección se simularon sin mayor complicación con las
especificaciones de temperatura y presión establecidas en la ingeniería básica. El
separador D-24003 se simuló empleando un bloque Flash3 para generar una
corriente gaseosa (gas amargo), una corriente líquida de hidrocarburos y una
corriente de agua amarga.
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4.8 SECCIÓN DE COMPRESIÓN Y RECIRCULACIÓN DE GAS

Figura 18. Esquema de simulación de la Sección de Compresión y Recirculación de Gas
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La corriente de gas obtenido del domo de la torre T-24001 de la sección de
Lavado con DEA que se compone básicamente de hidrógeno, se envía a la
sección de Compresión y Recirculación de Gas. Para la simulación de las demás
corrientes de hidrógeno de entrada a esta sección, se emplearon los datos
especificados en la siguiente tabla.
Tabla 9. Corrientes de Hidrógeno de alimentación
H2 de HDS de
Gasóleos
“U-11000”
H2 de
Importación
H2 de Planta de
Hidrógeno
“U-20000”
Presión kPag 785 3530 3432
Temperatura °C 38 38 38
Composición:
Hidrógeno, % mol 81.8 90.0 99.9
Metano, % mol 5.2 9.8 0.07
Etano, % mol 3.5 0.2 0.03
Propano, % mol 2.2 - 0.00
i-Butano, % mol 0.86 - 0.00
n-Butano, % mol 1.3 - 0.00
i-Pentano, % mol 3.9 - 0.00
n-Pentano, % mol - - 0.00
Nitrógeno, % mol - - -
H2O, % mol 1.3 200 ppm -
Cl, ppm - 1.0 -
H2S, ppm - - -
CO+CO2, ppm 50 máx 50 máx 3 máx

Para simular esta sección fue necesario obtener los datos del efluente de la Planta
Purificadora de Hidrógeno PSA la cual recibe el hidrógeno de importación de
cabezal existente correspondiente a la corriente 318. La Planta Purificadora de
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Hidrógeno se trató como una caja negra y se obtuvieron las características de la
corriente de salida, que corresponde a la corriente 305, de los balances de materia
y energía reportados por el licenciador.
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4.9 SECCIÓN DE AGOTAMIENTO

Figura 19. Esquema de simulación de la Sección de Agotamiento
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En la Sección de Agotamiento se recibe la corriente líquida del separador D-24002
de la Sección de Reacción que corresponde al Diesel sin estabilizar. El equipo
más representativo de la sección de agotamientos es la Torre Estabilizadora de
Gases T-24002 la cual consta de 24 platos.
Las bases de diseño establecen que la torre opera en el domo con una presión de
304.0 kPag y una temperatura de 202 °C. El fondo se encuentra a 325 °C y una
presión de 323.2 kPag. Además, se establece que el condensador de la torre
opera a 54 °C y 262.8 kPag de presión. La corriente de retorno del rehervidor debe
cumplir con un 33% de vaporización molar para poder regresar a la torre.
Se empleó un bloque RadFrac para la simulación de una torre en no-equilibrio. Se
introdujeron 26 etapas (Aspen Plus incluye en sus etapas al condensador y al
rehervidor). Se seleccionó Rate based como tipo de cálculo. Se introdujo el flujo
de Diesel-producto deseado que sale por el fondo de la torre y se modificaron el
reflujo del condensador de modo que los resultados se ajustaran lo mejor posible
a las especificaciones de los productos.

Figura 20. Configuración de T-24001 en Aspen Plus.
Esta torre está conformada por dos secciones con diámetros diferentes. Las
características de estas secciones para el dimensionamiento de los platos son las
siguientes:
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Tabla 10. Propiedades de platos de T-24002
Platos No. 1-5 Platos No. 6-24
Diámetro interno 2.591 m 3.658 m
Espaciamiento 0.610 m 0.610 m
Tipo de plato Válvula Válvula
Número de pases por plato 2 4

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4.10 SECCIÓN DE REGENERACIÓN DE AMINA

Figura 21. Esquema de simulación de la Sección de Regeneración de Amina
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En la Sección de regeneración de Amina existen dos equipos importantes: La
Torre Endulzadora T-24071 y la Torre Regeneradora de Amina T-24072. Ambas
se simularon empleando el modelo de propiedades termodinámicas AMINES.
La Torre Endulzadora T-24071 consta de 20 platos y opera a una temperatura de
49°C y una presión de 776 kPag. El gas amargo generado en la Sección de
Agotamiento se alimenta en el plato No. 20 donde entra en contacto con una
corriente de amina pobre en un proceso de absorción. Para la simulación de esta
torre se empleó el bloque RadFrac. Se empleó un modelo en no-equilibrio para el
cálculo del equipo. Se introdujo el número de platos, las corrientes de entrada y
salida, la caída de presión a lo largo de la torre y se especificó la convergencia
como absorbedor.
Para la Torre Regeneradora de Amina T-24072 está conformada por 24 platos y
las bases de diseño establecen que el domo está a 118°C y una presión de 107
kPag. En el fondo la temperatura es de 124° C y la presión de 127.5 kPag. El
condensador opera a 38 °C y 88.3 kPag. La corriente de amina rica entra por el
plato No. 3. Por el domo de la torre se obtiene H2S y por el fondo la amina pobre
regenerada. También se empleó un bloque RadFrac para la simulación y se
introdujeron todos los datos proporcionados.
Los datos para ser introducidos en la carpeta Tray Rating son los siguientes:
Tabla 11. Propiedades de platos de T-24071 y T-24072
T-24071 T-24072
Diámetro interno 0.610 m 3.048 m
Espaciamiento 0.610 m 0.610 m
Tipo de plato Válvula Válvula
Número de pases por plato 1 2

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El Tanque de Amina Pobre TV-24071 se simuló como un separador de corrientes
con una corriente de purga (S6) para obtener el flujo necesario de amina pobre a
la entrada del plato No. 1 de la torre T-24071.

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5. ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1 CORRIENTE DE ALIMENTACIÓN
Con la caracterización realizada en el ambiente de propiedades, se obtuvo una
curva TBP (True Boiling Point) para la corriente de alimentación a planta
compuesta por la mezcla de las 4 corrientes señaladas previamente.
Gráfica 1. Curva TBP de la mezcla de alimentación a la Planta

Al obtener la curva TBP, se puedo establecer