Pruebas de Eficiencia de Campo de Compresores Centrífugos

Engineering and Maintenance Solutions . . . . Más que Servicios, Conocimientos Pag. 1 © E&M Solutions, C.A., Maturín, Venezuela. Tel: 58-291-6419732 / 6437055. Fax: 6419922. Site: http://www.eymsolutions.com. Email: [email protected]

PRUEBAS DE EFICIENCIA DE CAMPO DE COMPRESORES CENTRÍFUGOS

E&M Solutions tiene una amplia experiencia acumulada en la planificación y conducción de pruebas de eficiencias de campo de trenes compresores centrífugos. Contamos con personal altamente capacitado que ha liderado y/o testificado, por más de 18 años, las pruebas de eficiencia en campo y fábrica de casi un centenar de compresores centrífugos, utilizados en la compresión del gas natural asociado a los procesos de producción de crudo.

Desarrollamos nuestros programas (PSICOmpressors© y EficienciaOnline©), que combinan convenientemente las ecuaciones del código ASME PTC-10 con la ecuación de estado BWRS para mezclas de gases hidrocarburos. Estos programas tienen la capacidad de generar los parámetros y las curvas adimensionales de campo, es decir, el coeficiente de cabezal politrópico µp y la eficiencia politrópica ηp en función del coeficiente de flujo φ. Con ellos se puede predecir el comportamiento “off design” de un compresor, o un conjunto de ellos, a partir de las curvas teórica rueda-a-rueda suministradas por el fabricante, o de las curvas adimensionales obtenidas de las pruebas en fábrica o campo. Recientemente se les ha incorporado el módulo de incertidumbre que permite estimar, haciendo uso de la técnica de Montecarlo, la incertidumbre de las variables calculadas asociada a la incertidumbre inherente de las variables medidas. Con las simulaciones Montecarlo se evita el engorroso proceso de determinar analíticamente los coeficientes de influencia que acompañan los errores de las variables individuales, los cuales son utilizados en la formulación de propagación de errores que aparecen en los códigos ASME PTC-10 y PTC-19.1.

Nuestra experiencia acumulada está registrada en detalle en el procedimiento PI-PE-CC-01 “Pruebas de Eficiencia en Campo de Compresores Centrífugos” del Manual de Inspección de E&M Solutions.

POR QUE HACER PRUEBAS DE EFICIENCIA Desde hace ya varias décadas ha quedado de manifiesto que los costos energéticos, durante el ciclo de vida, son generalmente mayores que los costos de adquisición, instalación y mantenimiento de los trenes compresores en una gran diversidad de aplicaciones. Incluso en Venezuela, donde las tarifas del gas han estado muy por debajo del tabulador internacional, los costos de energía en un período de 20 años, llevados a valor presente, son comparables, o incluso mayores, a los demás costos [González, 2003]. Con las tarifas del gas combustible

asociado a producción (1,2-1,5 $/Mscf) y de la electricidad (0,02-0,03 $/Kw-hr) vigentes en Venezuela en el año 2003, el costo energético para la compresión de gas natural varía entre 100-135 $/Hp-año, si el accionador es a gas, y entre 130-200 $/Hp-año, si el accionador es eléctrico. En otros países estos costos ascienden en promedio hasta 333 $/Hp-año [Duggan y Locke, 1995], es decir, entre 1,7 y 3,3 veces el costo en Venezuela.

Así, por ejemplo, un tren de 10.000 Hp que haya incrementado su consumo de potencia en 5%, producto de la pérdida de eficiencia de sus compresores, ocasionará desembolsos adicionales entre 50.000-165.000 $/año, suficientes para cubrir los costos de un "overhaul".

La tasa de deterioro dependerá por supuesto del servicio y la calidad del gas. Con gas húmedo, rico, contaminado con partículas sólidas y trazas de crudo, característico de algunas plantas compresoras que manejan gas asociado a la producción de crudo, la pérdida de eficiencia es rápida. Un estudio de confiabilidad realizado entre los años 1989 a 1992, [González, 1997], a una flota de 104 compresores centrífugos ubicados en plataformas costa afuera en el Lago de Maracaibo, Venezuela, operando en un servicio similar al descrito, indicó que las cinco primeras causas de remoción en 140 fallas registradas, fueron: alta vibración (47), baja eficiencia (26), rotor atascado (24), alto consumo de aceite en sellos (11) y alto desplazamiento axial (10), Figura 1.

47

26 24

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22

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Figura 1.- Causas de Remoción de Compresores Centrífugos

Otros servicios en el Oriente Venezolano, aún más severos, ubican la pérdida de eficiencia en el primer lugar, con frecuencias promedio de hasta 2 remociones por año por compresor.

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Los costos energéticos y la severidad de algunos servicios justifican la ejecución periódica de pruebas de eficiencia en campo, o incluso el monitoreo en línea de la eficiencia, para asegurar la relación optima costo-beneficio de la actividad productiva.

EN QUE CONSISTE UNA PRUEBA DE EFICIENCIA Consiste en medir, con la precisión adecuada, seis parámetros de operación del compresor y la cromatografía del gas que se comprime, a fin de determinar, con las ecuaciones apropiadas, los parámetros adimensionales que definen el comportamiento del compresor: la eficiencia politrópica ηp, el coeficiente de cabezal politrópico µp y el coeficiente de flujo φ. Los seis parámetros operacionales a los que hacemos referencia son: la presión de succión Ps y descarga Pd del compresor, la temperatura de succión Ts y descarga Td del compresor, la velocidad de giro N y el flujo Q que por el circula. Las ecuaciones para el cálculo están descritas en el código ASME PTC-10 “Power Test Codes for Compressors and Exhausters”.

Para el cálculo de las propiedades termodinámicas del gas, requeridas por el código ASME, es necesario el uso de alguna ecuación de estado. Entre las más populares se encuentran: PR (Peng-Robinson), LKP (Lee-Kesler-Ploecker), BWRS (Benedict-Webb-Rubin-Starling) y SRK (Soave-Redlich-Kwong). Muchos son los trabajos que se han publicado en la literatura sobre la precisión de sus predicciones, pero se podría decir que todas arrojan resultados razonablemente correctos [Kurz y Brun].

El pérdida de eficiencia o grado de deterioro queda establecido al comparar los parámetros calculados ηp y µp con las curvas de referencia “mejor condición” para el mismo de valor φ. Las curvas “mejor condición” pueden ser las obtenidas de las pruebas de fábrica, pero se recomienda que sean las de las pruebas de aceptación en campo, las cuales deben realizarse tan pronto la instalación inicia la operación.

En términos generales, cualquier prueba de eficiencia de campo requiere de los siguientes ingredientes:

• una buena toma de datos operacionales, • una buena muestra y análisis cromatográfico del gas

manejado en el proceso, • una ecuación de estado que prediga en forma

satisfactoria las propiedades termodinámicas del gas, y • un buen modelo matemático que simule el proceso de

compresión y los cambios de estado del gas en su paso por los internos del compresor.

Los dos últimos, a pesar de la complejidad analítica que envuelven, no representan hoy en día mayor obstáculo en el proceso de evaluación. Esto es debido básicamente a la disponibilidad que existe en el mercado de programas comerciales desarrollados para microcomputadoras, los cuales contienen las ecuaciones y modelos necesarios para efectuar los cálculos y simulaciones. Con excepción de posibles errores en la introducción de datos por parte del operador, no se prevén mayores dificultades en esta parte del proceso de evaluación. Queda entonces de

manifiesto, que es en la obtención de los datos y en las muestras de gas donde el personal encargado de las pruebas debe concentrar el mayor esfuerzo, planificación y cuidado, y es justamente en estos puntos donde E&M Solutions aporta valor.

Figura 2.- Etapas de una Prueba de Eficiencia

PRUEBAS DE FÁBRICA Vs. PRUEBAS DE CAMPO Ambas pruebas tienen propósitos diferentes, no excluyentes, lo que las convierte en complementarias.

Pruebas de Fábrica

Las pruebas de fábrica permiten detectar y corregir cualquier desviación en el performance garantizado, antes de que el equipo abandone las facilidades del fabricante. Esto minimiza los riesgos de posibles retrasos en la puesta en marcha del proyecto y su impacto en los objetivos de producción. Las pruebas de fábrica enfocan su atención principalmente en dos aspectos:

• verificar si el compresor es capaz de desarrollar el cabezal y la eficiencia en el punto de operación garantizado.

• determinar si la separación "turndown margin" y "stability margin", definidas en el API-617 entre el punto de operación "rated" y la línea de "surge", es mayor a la mínima esperada.

En fábrica la medición es redundante y se cuenta con instrumentación bastante precisa, instalada respetando las exigencias del código ASME PTC-10. También se dispone de sistemas de adquisición multicanal de alta velocidad, que facilitan el registro simultáneo de variables. Las perturbaciones y oscilaciones, típicas de estos procesos, son mínimas y controladas. Todos ello contribuye a minimizar la incertidumbre de las variables calculadas.

Debe tenerse en cuenta, sin embargo, que para gases tóxicos o inflamables resulta muy costoso, o incluso imposible, hacer las pruebas de los compresores usando el gas de diseño especificado. En estos casos las pruebas suelen realizarse en circuitos abiertos usando aire, o circuitos cerrados usando gases sustitutos inertes [Sapiro, 1984]. Pero las diferencias entre el peso molecular del gas de diseño y el gas de prueba, hace necesario aplicar correctivos a la velocidad de giro del compresor y a las condiciones de entrada y salida del gas, para lograr similitud aerodinámica [ASME PTC-10]. La validez de tales correcciones ha sido tema de discusión en numerosas publicaciones, sin que hasta el momento


exista consenso entre usuarios y fabricantes [Matthews, 1981].

Se sabe además que el "surge" es un fenómeno influenciado por la interacción entre el compresor y el sistema de tuberías al cual este se conecta. Debe esperarse entonces cierta incertidumbre en la verdadera ubicación de la línea de "surge", porque el arreglo de tuberías del banco de prueba siempre difiere del arreglo en campo. Esta incertidumbre en la localización del punto de “surge”, y su dependencia con el arreglo de tuberías, es reconocida por el código ASME PTC-10 en su párrafo 4.50, y además es reportada en varios casos históricos [Sapiro, 1984] y [Hunt, 1981]. Esto es lo que impulsa hoy en día a que muchos usuarios de compresores ejecuten pruebas de campo especiales para determinar la posición exacta del “surge”.

Pruebas de Campo

Cuando se trata de compresores nuevos, las pruebas de campo persiguen los mismos propósitos de las pruebas de fábrica, es decir, verificar si el compresor es capaz de desarrollar el cabezal y la eficiencia garantizados, y establecer la línea de "surge" real.

Las pruebas de campo tienen la ventaja de que se ejecutan con el gas de diseño y no requieren la corrección por diferencias en el peso molecular del gas. Entre sus desventajas cuentan:

• Rara vez existe redundancia en las mediciones. • La precisión de los instrumentos disponibles en campo

es en ocasiones inferior a la de los bancos de prueba. • Los puntos disponibles para la instalación de la

instrumentación no siempre cumplen con las exigencias del código ASME PTC-10. Esta limitante es bastante crítica sobre todo en la medición del flujo.

• No siempre existen sistemas de adquisición de datos que faciliten el registro simultáneo de todas las variables involucradas en la prueba. En estos casos es necesaria una buena logística que asegure que la toma de datos, aunque sea manual, sea lo suficientemente rápida para que sea considerada quasi simultánea.

• Las perturbaciones y oscilaciones son impuestas por el proceso y no siempre se pueden controlar.

Todos ello contribuye a que la incertidumbre de las variables calculadas, asociada a la incertidumbre de las variables medidas, sea mayor en las pruebas de campo.

La participación temprana en las ingenierías básica y de detalle de nuevas plantas compresoras permite incorporar algunos requerimientos del código ASME PTC-10, sobretodo los referentes a la ubicación de los instrumentos y a la redundancia de las mediciones.

Las pruebas de campo son las que en definitiva ayudan a determinar la ubicación real de la línea de "surge", pues el compresor está conectado a su arreglo de tuberías permanente. Establecer la línea de "surge" en forma segura requiere que el sistema de control "antisurge" sea de alta precisión y velocidad de respuesta, para asegurar una acción de control oportuna que evite la ocurrencia prolongada del "surge" y daños en el compresor. Las

pruebas de "surge" requieren además de una planificación cuidadosa y de personal especializado que conozca en detalle la lógica de control empleada.

Finalmente, las pruebas de campo son las idóneas para establecer las curvas "mejor condición", que luego servirán de referencia para cuantificar el grado de deterioro que sufren los compresores en operación. Como bien lo ilustra la Figura 3, es común encontrar diferencias entre las curvas de fábrica y las de campo. El caso mostrado corresponde a un compresor centrífugo multietapa de 9.000 Hp que maneja gas natural.

0.5

0.6

0.7

0.8

0.10 0.12 0.14 0.16 0.18 0.20

Q/N [ft3/rev]

Efic

ienc

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PRUEBA DEFÁBRICA

PRUEBA DECAMPO

Figura 3.- Curvas Obtenidas en las Pruebas de Fábrica y Campo

Si se integran las pruebas de campo en forma rutinaria a un programa de mantenimiento predictivo, es posible establecer la velocidad de deterioro de los compresores, y con ella, planificar la frecuencia óptima de reparación de sus internos.

ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE Existen diferentes métodos por los cuales se puede estimar la incertidumbre de las variables calculadas, asociada a la incertidumbre inherente de las variables medidas. Los códigos ASME PTC-10 y PTC-19.1 dan el basamento matemático para estimar la propagación de errores, pero no ofrecen ecuaciones “listas para usar”. Quienes están familiarizados con este tópico saben que la matemática involucrada en el cálculo de los coeficientes de influencia que acompañan los errores de las variables individuales es bastante engorrosa, y encierra cierta imprecisión al linealizar las ecuaciones de estado del gas y del proceso de compresión politrópica. Un método alterno al sugerido por el código ASME son las simulaciones Montecarlo. Estas asignan a cada variable de entrada un valor aleatorio, de acuerdo a una función de distribución (normal, cuadrada, lognormal, etc.). Las variables calculadas (potencia, eficiencia, etc.), asociadas a este set de datos aleatorios, se obtienen de la misma manera como se procesan un set de datos de campo, por lo que no se introducen errores de linealización. Sin embargo, para que este método arroje información confiable, es necesario efectuar varios cientos de simulaciones, lo que se traduce en tiempo de computación.

El programa PSICOmpressors© tiene incorporado un módulo que permite automatizar la generación aleatoria


de valores y los cálculos asociados a un set de datos. La información es desplegada en forma de histogramas, para facilitar su interpretación, como se ilustra en la Figura 4.

Incertidum bre en el C alcu lo de la E fic iencia Politróp icaCom presor B C L 406-B

0

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Efic iencia [% ]

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A cum ulado Real D is tribución Norm al D istribución LogN orm

Figura 4.-Distribución de Eficiencia Calculada (Incertidumbre)

POR QUE PIERDEN EFICIENCIA LOS COMPRESORES

Algunas de las causas más comunes, ilustradas en la Figuras 5, son el ensuciamiento de los internos, desgaste y holguras excesivas en sellos interetapa, erosión de las superficies aerodinámicas y fugas internas en juntas metal-metal y sellos elastómeros. En estos casos la eficiencia sólo puede ser restituida con un mantenimiento tipo "overhaul" de sus internos.

Ensuciamiento de Internos Desgaste de Sellos Interetapa

Fugas en Junta Metal-Metal Erosión Superficie Aerodinámica

Figura 5.- Causas Comunes de Pérdida de Eficiencia en Compresores

REPERAR O CONTINUAR OPERANDO La decisión es técnico económica. Técnicamente se verifica que los equipos sean capaces de continuar operando sin comprometer su integridad y la seguridad de las instalaciones. Económicamente se jerarquizan las opciones de reparar y no reparar por sus costos de ciclo de vida descontados a valor presente. Los costos de ciclo de vida toman en cuanta el consumo energético (gas combustible ó electricidad), los costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de oportunidad ó penalizaciones por paros programados y no programados

en el horizonte económico. Las pérdidas de oportunidad están asociadas a la actividad económica soportada por la compresión. Si no se repara, existe una merma en la capacidad de compresión o un exceso en el consumo energético, y si se repara, hay un balance entre lo que se deja de comprimir durante la reparación y lo que se recupera posterior a la misma. En el caso más general la evaluación toma en cuenta si existe o no capacidad de compresión de respaldo, así como la posibilidad de sincronizar la reparación del compresor con algún otro mantenimiento programado próximo.

E&M Solutions ha desarrollado modelos computarizados, soportados en rutinas probabilísticas, que permiten calcular los costos de ciclo de vida y las pérdidas de oportunidad, considerando la capacidad efectiva de compresión del sistema, la cual está determinada por la capacidad individual de cada compresor, la rutina de paros programados por mantenimientos, y la probabilidad de paros no programados por fallas.

PROGRAMAS PSICOmpressors© y EficienciaOnline© Ambos programas, desarrollados en Visual Basic con interfase Excel para la entrada y salida de datos, combinan convenientemente las ecuaciones del código ASME PTC-10 con la ecuación de estado BWRS para la mezcla de gases hidrocarburos.

El programa PSICOmpressors© tiene las siguientes capacidades:

• Calcula los parámetros adimensionales "coeficiente de cabezal politrópico" µp, "eficiencia politrópica" ηp y "coeficiente de flujo" φ, de un juego de datos tomados en campo.

• Compara los parámetros adimensionales calculados con las curvas adimensionales de referencia "mejor condición", tal como lo muestra la Figura 6.

1

1.5

2

2.5

3

3.5

0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1 0.11 0.12

Coeficiente de Flujo Q/N [ft3/rev]

Coe

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Pol

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Prueba de Campo 1 Prueba de Campo 2

PRUEBA DEFABRICA

Figura 6.- Comparación Puntos de Campo con Curva de Referencia

• Genera mapas de compresores (Figura 7) a partir de las

curvas adimensionales "globales" o las "rueda a rueda". Las curvas "globales" pueden ser las obtenidas en las pruebas de fábricas o las de campo.

• Estima la incertidumbre de las variables calculadas, asociada a la incertidumbre inherente de las variables medidas, mediante la generación aleatoria de valores y los histogramas de frecuencia, Figura 4.


800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

20 25 30 35 40 45 50 55 60Caudal [MMSCFD]

Pres

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sig]

10570 RPM

9700 RPM

LIMITE"STONEWALL"

LIMITE"SURGE"

Figura 7.- Mapa de Operación Obtenido de Prueba de Campo

El programa EficienciaOnline© fue desarrollado para integrarse a las bases de dato históricas y en tiempo real, proveniente de diversos sistemas de supervisión y control (DCS, SCADAS, etc.), haciendo uso del complemento para Excel PI-Link, de la plataforma PI-System. Este programa automatiza completamente la captura de datos y los cálculos de la eficiencia de los compresores. Los resultados se presentas conveniente en formatos gráficos, como los mostrados en las Figuras 8, 9 y 10, que permiten seguir fácilmente la tendencia de los parámetros que describen el comportamiento de los compresores. La Figura 8, por ejemplo, corresponde al esquemático de un tren compuesto por dos compresores en serie. La Figura 9 compara en tiempo real el punto de operación de uno de los compresores con sus curvas de referencia "mejor condición". La Figura 10 muestra el comportamiento histórico de la eficiencia politrópica del mismo compresor, en un período de nueve días.

Figura 8.- Esquemático de Tren Compuesto por Dos Compresores

Figura 9.- Punto de Operación del Compresor en Tiempo Real

Figura 10.-Comportamiento Histórico de la Eficiencia del Compresor

UN CASO REAL: Recirculación Constante de Un Compresor Un tren compuesto por dos compresores (Figura 11), capacitado para manejar mas de 54 MMscfd, sólo logra comprimir 46,5 MMscfd, lo que ocasiona que el compresor C1 recircule constantemente. Se pregunta que es lo que produce la recirculación constante, y si se debe o no reparar el compresor C1. El tren soporta una producción de 27.000 Barriles/día de petróleo.

D-01

T

C1

F

D-02P

P T

C2

D-03

F

P T

T

T

PP

Figura 11.- Tren Compuesto por Dos Compresores

Los resultados de la prueba de campo, mostrados en las Figuras 12 y 13 y resumidos en la Tabla 1, determinan que el C1 tiene un deterioro aceptable mientras el C2 está bastante ineficiente.

1

1,5

2

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3

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7


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Efic

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ópic

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Figura 12.- Resultados de la Prueba de Campo - Compresor C1

1

1,5

2

2,5

3

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0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 0,11 0,12


Coef

icie

nte

Head

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0,4

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0,6

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0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 0,11 0,12


Efic

ienc

ia P

olitr

ópic

a

Figura 13.- Resultados de la Prueba de Campo - Compresor C2


Tabla 1.- Resultados de la Prueba de Eficiencia Si el C2 es el que está bastante ineficiente, por que recircula constantemente el C1? La respuesta está al revisar los mapas de operación de ambos compresores en su condición actual, mostrados en la Figura 14.

Compresor de Baja

250

300

350

400

450

500

40 50 60 70 80Caudal [MMSCFD]

Pres

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[psi

g]

10570 RPM

1030010100

99009700

Compresor de Alta

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

20 30 40 50 60

Caudal [MMSCFD]

Pres

iòn

Desc

arga

[psi

g]

10570 RPM

9700

1030010100 9900

Figura 14.- Mapas Operación Actual del C1 (Izquierda) y C2 (Derecha)

Se puede observar que para una presión de descarga de 1.300 psig, la cual es impuesta por el sistema conectado a la descarga de la planta compresora, el volumen de gas máximo que el tren puede manejar es de 46,5 MMscfd, pues el mismo está limitado por su máxima velocidad continua de operación (MCS). Con este flujo el compresor C1 operaría a la izquierda de su línea de "surge", razón por la cual el sistema de control "antisurge" abre la válvula de recirculación, 12% aproximadamente, para mantener el compresor en su zona de operación segura.

La Tabla 2 indica la capacidad de compresión recuperada si se repara uno o ambos compresores, así como el margen de separación entre el flujo máximo y la línea de "surge".

Condición Flujo Max a la

Descarga [MMscfd]

Potencia Gas Requerida

[Hp]

Margen a Surge del C1

[%] Actual 46,4 8.545 Recirculando

C2 Reparado 54,7 9.145 17,1 C1 y C2 Reparados 59,7 9.941 29,9

Tabla 2.- Escenarios Obtenidos al Reparar los Compresores

Limitaciones en el parque de repuestos disponible permitieron solamente la reparación del compresor C2. En la inspección realizada en el taller se constató que el deterioro del C2 fue provocado principalmente por el ensuciamiento de sus internos, y por recirculaciones causadas por el deterioro de algunos sellos elastómeros ubicados en la junta metal-metal, Figura 15.

Figura 15.- Internos Sucios (Izq.) y Daños de Elastómeros (Der.)

La Figura 16 muestra los mapas de operación esperados después de reparado el C2, donde se predice un flujo máximo de 54,7 MMscfd. Las mediciones en campo, después de restituido el servicio de la planta, confirmaron flujos de hasta 53 MMscfd.

Compresor de Baja

250

300

350

400

450

500

40 50 60 70 80

Caudal [MMSCFD]

Pres

ión

Desc

arga

[psig

]

10570 RPM10300

101009900

9700

Compresor de Alta

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

20 30 40 50 60Caudal [MMSCFD]

Pres

ión

de D

esca

rga

(psi

g)

10570 RPM10300

101009900

9700

Figura 16.- Mapas de Operación del C1 y C2, con el C2 Reparado Los beneficios aportados por este análisis fueron:

• Se evitó la remoción innecesaria del compresor C1, la cual se tenía prevista si no se hubiese realizado el análisis, con ahorros de 50 Mil US$ por reparación.

• Se mejoró la disponibilidad de la planta en cinco días, al determinarse oportunamente que el compresor C1 no debía removerse. Cinco días representan un venteo de 235 MMscf de gas natural, valorados en 282 Mil US$, o un cierre de producción de petróleo de 135 Mil barriles, valorados en mas de 2 Millones de US$.

QUE OFRECEMOS EN E&M SOLUTIONS Agregamos valor en las diferentes etapas de la vida de una planta compresora, desde que nace como proyecto hasta que se evalúa su potencial desincorporación al culminar la actividad económica soportada.

A continuación la lista de nuestros servicios relacionados con el área de eficiencia y pruebas de compresores:

En el Desarrollo de Ingenierías Conceptuales, Básicas y de Detalle

• Estudios de selección de tecnología de compresión. • Estudios de análisis de capacidad efectiva de sistemas

de compresión. • Determinación del número y tamaño óptimo de trenes

compresores.

Compresor Deterioro en

Coeficiente de Head [%]

Deterioro en Eficiencia

[%] C1 5,59 2,63 C2 15,01 17,83


• Desarrollo de especificaciones técnicas para la compra de trenes compresores, donde se incluyen requisitos para las pruebas de aceptación mecánica y de performance en fábrica y en sitio. Adicionalmente se incorporan cláusulas que permiten adecuar el diseño de las nuevas instalaciones a los requerimientos del código ASME PTC-10.

• Auditorias técnicas de diseño de equipos rotativos, en las áreas aerotermodinámica, rotordinámica e integridad mecánica.

En la Fase de Construcción, Commissioning y Arranque

• Testificación de pruebas mecánicas y de performance de aceptación en fábrica de equipos rotativos. Brindamos apoyo a los usuarios, como consultor independiente, en la revisión de los preparativos de las pruebas, revisión de la certificación de instrumentos, cálculos, interpretación de resultados, etc.

• Planificación y conducción de pruebas mecánicas y de performance de aceptación en campo de trenes compresores centrífugos.

En la Fase de Operación Normal del Activo

• Pruebas de eficiencia rutinarias de campo de trenes compresores, como parte de un programa de mantenimiento predictivo.

• Adaptación del programa EficienciaOnline©, como herramienta de monitoreo continuo de la condición de los compresores. Incluye herramienta de análisis financiero para soportar la decisión de reparar o continuar operando.

En la Fase de Desincorporación del Activo

• Estudios de factibilidad de reubicación de plantas, rerating de compresores, etc., para adaptar los activos desincorporados a nuevas áreas de producción con nuevas condiciones de proceso.

BIBLIOGRAFIA API, 1995.- API-617 "Centrifugal Compressors for Petroleum, Chemical and Gas Service Industries".

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Pruebas de Eficiencia de Campo de Compresores Centrífugos