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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
REINGENIERÍA DEL SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE Y ARRANQUE DE LA PLANTA COMPRESORA CEUTAGAS
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia Para
Optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Luis Miguel López Toyo
Tutor: DR. Jorge Segundo Barrientos
Co-Tutor: MSC. Ender Arturo Añez
Maracaibo, noviembre 2013
Luis Miguel, López Toyo, Reingeniería del sistema de gas combustible y arran que de la planta compresora CEUTAGAS. (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 218 p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos, Co-Tutor: Prof. Ender Añez.
RESUMEN
El propósito de esta investigación es realizar una reingeniería del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora Ceutagas existente, con la finalidad de generar el diseño y selección de nuevos equipos que bajo las condiciones actuales de operación, composición, propiedades del gas de proceso y especificaciones de calidad del gas establecido por los fabricantes de los generadores, se pueda garantizar la operación eficiente del sistema de gas combustible y arranque de la planta. Esta investigación es de tipo descriptiva y proyectiva con un diseño de campo no experimental; la población y muestra lo constituye el sistema de gas combustible y arranque y la técnica de recolección de datos se basó en la revisión de los manuales de los equipos, boletines técnicos de los fabricantes de los generadores, recurrencia de fallas asociada a inadecuada calidad del gas y temperatura de suministro al generador; el procesamiento de los datos se realizó mediante corridas de simulación con Hysys versión 8.0 y cálculos de diseño de equipos. Los resultados obtenidos indicaron la necesidad de eliminar la válvula PCV-02 para generar la condensación de compuestos pesados del gas en dos etapas, con el aumento del flujo de gas se requiere incrementar el diámetro de las boquillas del depurador de gas V-15, rediseñar el intercambiador de calor E-7 por otro de tubos concéntricos con aletas en tubo interno para lograr aumentar la temperatura del gas combustible y finalmente seleccionar el calentador eléctrico de acuerdo a la disponibilidad de estos en el mercado. Se concluye que mediante los cambios propuestos se garantiza una óptima operación de los generadores con una temperatura de suministro del gas combustible de 50 F, mayor a la temperatura de roció, un poder calorífico del gas entre 1020 – 1350 Btu/scf y un Índice de Wobbe de 750 a 1100 Btu/scf.
Palabras clave: gas combustible, generador de gas, calentador eléctrico Especificaciones del gas, poder calorífico, índice de Wobbe
Email del Autor: [email protected], [email protected]
Lopez Toyo, Luis Miguel , Reengineering of fuel and starting-up gas systems of CEUTAGAS compression plant. (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 218 p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos, Co-Tutor: Prof. Ender Añez.
ABSTRACT
The purpose of this research is to re-engineer the fuel gas system and boot the existing Ceutagas compressor plant , in order to generate the design and selection of new equipment under actual operating conditions , gas composition and processing properties and gas quality specifications established by the manufacturer of generators, can ensure effective and efficient operation of the fuel gas system and plant startup . This research is descriptive and projective field a non-experimental design, the population and sample what is the fuel gas system boot and data collection technique was based on the review of equipment manuals, technical bulletins manufacturers generators recurrence inadequate quality failures associated gas supply and the generator temperature , the processing of data using Hysys simulation runs with 8.0 and equipment design calculations . The results indicated the need to remove the valve PCV -02 to generate heavy compounds condensation of gas in two stages, with the increased flow of gas is required to increase the diameter of the nozzles of the gas scrubber V-15 , redesign the heat exchanger E-7 by other concentric tubes with fins on the inner tube to achieve increased fuel gas temperature and finally selecting the electric heater according to the availability of these in the market. It is concluded that the proposed changes by ensuring optimal operation of generators with a temperature of fuel gas supply 50 F , higher than the dew temperature , gas calorific power between 1020 to 1350 Btu / scf and Index Wobbe 750-1100 Btu / scf .
Key words: fuel gas , gas generator , gas electric heater specifications , calorific value, Wobbe index
Author's e-mail: [email protected], [email protected]
DEDICATORIA
Quiero dedicar este trabajo especial de grado primeramente a Dios Todopoderoso
por estar siempre conmigo, por llenarme de esperanza, fortaleza y por enseñarme que
las metas se alcanzan con paciencia y perseverancia.
A mi señora madre, por brindarme amor, cariño y por estar siempre en los
momentos más importantes de mi vida, por ser pilar fundamental y fiel compañera.
A mis seres queridos, por ofrecerme su cariño y por motivarme a seguir adelante.
A todas aquellas personas que de una forma u otra me ayudaron en el logro de
esta meta.
AGRADECIMIENTO
Gracias a Dios por mantener en mí la Fe y la constancia para poder lograr esta
meta que con tantos esfuerzos y sacrificios, la perseverancia y la lucha siempre guiaron
mi camino.
A mi madre por ese apoyo incondicional, eres el motor que guía mi vida, esto es
otro logro para que estés orgullosa de mis logros y las metas que alcanzo.
A la ilustre Universidad del Zulia, y a todos los profesores por brindarme los
conocimientos y ayudarme en la formación profesional.
A mis tutores académicos Dr. Jorge Barrientos y MSC. Ender Añez por su
indudable contribución en mi formación académica.
A PDVSA por abrir sus puertas y permitirme cumplir una de mis metas.
Gracias también a mis amigos y familiares por ser siempre guía y apoyo en esos
momentos difíciles.-
¡MUCHAS GRACIAS!
Luis Miguel López Toyo
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN…………………………………………………………………. 3
ABSTRACT………………………………………………………….…….. 4
DEDICATORIA……………………………………………………………. 5
AGRADECIMIENTO………………………………………………..…….. 6
TABLA DE CONTENIDO…………………………………………..……. 7
LISTA DE FIGURAS………………………………………………..……. 12
LISTA DE TABLAS………………………………………………………. 17
INTRODUCCIÓN………………………………………………………….. 18
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA DEL PROBLEMA………...…………………. 20
1.1 Planteamiento del problema…………………………………………….. 20
1.2 Formulación del problema……………………………………………….. 26
1.3 Objetivos de la investigación…………………………………………….. 26
1.3.1 Objetivo general………………………………………………………. 26
1.3.2 Objetivos específicos………………………………………………… 26
1.4 Justificación de la investigación…………………………………………. 27
1.5 Delimitación de la investigación…………………………………………. 27
1.5.1 Delimitación espacial………………………………………………… 27
1.5.2 Delimitación temporal………………………………………………… 27
CAPÍTULO II MARCO TEORICO…………………………………………….. 28
2.1 Antecedentes de la Investigación……………………………………….. 28
2.2 Bases Teóricas……………………………………………………………. 30
2.2.1 Gas Natural. Definición……………………………………………… 31
2.2.1.1 Composición del gas natural…………………………………… 32
2.2.1.2 Calidad del gas…………………………………………………... 33
2.2.1.3 Poder calorífico superior e inferior…………………………….. 33
2.2.1.4 Índice de Wobbe…………………………………………………. 35
2.2.1.5 Diagrama de fases………………………………………………. 35
2.2.1.6 Punto de rocío del gas natural. ……………………………….. 36
2.2.1.7 Punto triple. ……………………………………………………… 37
2.2.1.8 Diagrama de Mollier (H-S) …………………………………….. 38
2.2.2 Proceso de Compresión del Gas Natural. ………………………… 39
2.2.2.1 Etapa de compresión de gas. …………………………………. 40
2.2.3 Tipos de Compresores………………………………………………. 40
2.2.3.1 Compresores Centrífugos……………………………………… 41
2.2.3.2 Compresor Axial…………………………………………………. 41
2.2.3.3 Compresores de Desplazamiento Positivo…………………… 42
2.2.3.4 Compresores Reciprocantes…………………………………… 43
2.2.2.5 Compresores de Tornillo……………………………………….. 43
2.2.4 Planta compresora Complejo CEUTAGAS………………………... 44
2.2.4.1 Descripción de los Módulos de Compresión del Complejo CEUTAGAS……………………………………………………….
45
2.2.4.2 Descripción del proceso de compresión de la planta Ceutagas…………………………………………………………..
46
2.2.4.3 Equipos que Integran el Tren de Compresión de la planta Complejo CEUTAGAS. …………………………………………
49
2.2.4.4 Equipos adicionales que integran el proceso de compresión. 52
2.2.4.5 Sistemas auxiliares de la planta Complejo CEUTAGAS……. 54
2.2.5 Gas Combustible……………………………………………………... 54
2.2.5.1 Acondicionamiento de Gas Combustible……………………… 55
2.2.5.2 Proceso del Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque para los generadores de gas……….
55
2.2.6 Generadores de gas…………………………………………………. 57
2.2.6.1 El ciclo básico ideal de los generadores de gas……………… 58
2.2.6.2 Ventajas del Generador de Gas……………………………….. 61
2.2.6.3 Principales Fabricantes De Generadores De Gas…………… 61
2.2.6.4 Partes de los generadores de gas…………………………….. 62
2.2.6.5 Gas combustible de la Cámara de Combustión……………… 65
2.2.7 Combustión……………………………………………………………. 67
2.2.7.1 La Química de la Combustión………………………………….. 67
2.2.7.2 El Proceso de Combustión……………………………………… 67
2.2.7.3 Eficiencia de la combustión y emisión de gases contaminantes…………………………………………………….
68
2.2.7.4 Aerodinámica, Suministro de Combustible y Carcaza……… 68
2.2.7.5 Factores para el diseño de una cámara de combustión……. 69
2.2.7.6 Aire utilizado en el proceso de combustión…………………… 69
2.2.7.7 Análisis del proceso de combustión…………………………… 70
2.2.7.8 Tipos de cámaras de combustión……………………………… 70
2.2.8 Turbina………………………………………………………………… 73
2.2.8.1 Álabes guías de entrada en turbina del generador de gas…. 77
2.2.9 Fallas en un sistema…………………………………………………. 77
2.2.10 El impacto que causa el arranque de generadores con gas fuera de sus especificaciones………………………………………………
78
2.2.10.1 Averías en la cámara de combustión………………………….. 78
2.2.10.2 Pulsación de llama (pulsation)…………………………………. 79
2.2.10.3 Rotura en la pieza de transición……………………………….. 79
2.2.10.4 Avería en la turbina de expansión……………………………... 80
2.2.10.5 Rotura de álabes………………………………………………… 80
2.2.10.6 FOD y DOD………………………………………………………. 81
2.2.10.7 Temperatura excesiva (Overfiring)……………………………. 81
2.2.10.8 Temperatura de suministro de gas combustible al generador………………………………………………………….
82
2.2.11 Trasferencia de calor………………………………………………… 82
2.2.11.1 Mecanismos de transferencia de calor……………………… 83
2.2.11.2 Intercambiadores de calor. ……………………………………. 85
2.2.11.3 Tipos de intercambiador de calor……………………………… 86
2.2.11.4 Fases del diseño de un intercambiador de calor…………… 91
2.2.12 Separadores…………………………………………………………... 92
2.2.12.1 Clasificación de los Separadores……………………………… 92
2.2.12.2 Criterio de Selección de Separadores……………………….. 94
2.2.12.3 Componentes internos de un separador……………………… 95
2.2.13 Calentadores eléctricos……………………………………………… 96
2.2.14 Simulador de procesos Hysys 8.0…………………………………. 96
2.2.15 Modelos termodinámicos…………………………………………… 97
2.2.15.1 Ecuaciones de estado…………………………………………… 97
2.2.15.2 Selección del paquete termodinámico……………………….. 97
2.3 Definición de términos básicos……………………………………………. 98
CAPÍTULO III MARCO METODOLOGICO…………………………………... 101
3.1 Tipo de investigación……………………………………………………… 101
3.2 Diseño de la investigación………………………………………………… 101
3.3 Población y Muestra………………………………………………………... 102
3.4 Técnicas e instrumentos de recolección de datos……………………. 103
3.5 Procedimiento metodológico de la investigación:……………………… 104
CAPÍTULO IV ANALISIS Y RESULTADOS…………………………………. 106
4.1 Descripción de las condiciones del proceso y la infraestructura actual del
sistema de gas de combustible y arranque de los generadores de gas de
la planta compresora Ceutagas…………….
106
4.2 Análisis de la incidencia de fallas en las unidades generadoras de gas
que repercuten en la eficiencia de las unidades debido a los problemas
en el proceso de acondicionamiento de gas combustible.
129
4.3 Determinación de las condiciones de operación de las unidades
generadoras de gas de acuerdo a la información técnica recomendada
por las empresas fabricantes…………………………..
151
4.4 Propuesta de un diseño de ingeniería del proceso de gas combustible y
arranque de la planta compresora Ceutagas que satisfaga los
requerimientos técnicos recomendados por los
fabricantes………………………………………………………………….
155
CONCLUSIONES……………………………………………………….. 190
RECOMENDACIONES…………………………………………………. 192
BIBLIOGRAFIA……………………………………………………….. 194
ANEXOS………………………………………………………………….. 195
Anexos
A Resultados de la simulación diseño original del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora CEUTAGAS
B Resultados de la simulación diseño original del sistema de gas combustible y arranque integrado a paquete propio de gas combustible de un módulo de compresión de la planta compresora CEUTAGAS……………………………………………………………….
C Resultados de la simulación condición actual del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora CEUTAGAS……
D Resultados de la simulación condición actual del sistema de gas combustible y arranque integrado a paquete propio de gas combustible de un módulo de compresión de la planta compresora CEUTAGAS……………………………………………………………….
E Resultados de la simulación nueva ingeniería del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora CEUTAGAS……
F Resultados de la simulación nueva ingeniería del sistema de gas combustible y arranque integrado a paquete propio de gas combustible de un módulo de compresión de la planta……………..
LISTA DE FIGURAS
Figura
1. Componentes que integran el Gas Natural………………………….. 31
2. Diagrama de fases P-T para mezclas de hidrocarburos…………… 35
3. Típico de un diagrama de fase………………………………………… 37
4. Diagrama P-H o diagrama presión/entalpia…………………………. 38
5. Diagrama Básico de una Etapa de Compresión. …………………… 39
6. Impulsores de un Compresor Centrífugo……………………………. 41
7. Alabes de un Compresor Axial. ………………………………………. 42
8. Diagrama de un Compresor de Desplazamiento Positivo. ………… 42
9. Pistones de un Compresor Centrifugo……………………………….. 43
10. Esquema de un Compresor Tipo Tornillo. ………………………….. 44
11. Vista Aérea del Complejo Compresor CEUTAGAS. ……………… 45
12. Pantalla IHM del Proceso de Compresión de la Planta CEUTAGAS. ……………………………………………………………..
47
13. Esquemático del Tren de Compresión de la Planta Compresora….. 49
14. Enfriador FIN-FAN Tiro Forzado………………………………………. 52
15. Esquema de un Separador Bifásico…………………………………… 53
16. Diseño de un Skid de Acondicionamiento de Gas Combustible….. 55
17. Esquema Proceso del Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque………………………………………………….
57
18. Partes de un Generador de Gas………………………………………. 58
19. Ciclo Básico Ideal de un Generador de Gas………………………… 59
20. Ciclo Básico Ideal de un Generador de Gas………………………… 60
21. Cámaras de combustión tubulares…………………………………….. 71
22. Cámaras de combustión anulares……………………………………... 72
23. Cámaras de combustión Tubo-Anulares……………………………… 72
24. Turbinas de Potencia por Impulso (a) y Reacción (b)……………….. 75
25. Alabes de una Turbina de Impulso – Reacción………………………. 76
26. Evidencia de Averías en la cámara de combustión………………….. 78
27. Detalle de Fallas de Piezas de Transición de un Generador de Gas………………………………………………………………………...
79
28. Evidencia de Fallas en Alabes del Compresor Axial de un Generador de Gas……………………………………………………….
80
29. Evidencia de la Presencia de Alta Temperatura en Alabes del Compresor Axial………………………………………………………….
81
30. Intercambiador del tipo carcaza y tubo……………………………….. 86
31. Intercambiador del tipo doble tubo…………………………………….. 88
32. Arreglo Intercambiador del tipo doble tubo………………………….. 89
33. Intercambiador del tipo doble tubo arreglo en serie…………………. 89
34. Intercambiador del tipo doble tubo arreglo en serie paralelo……… 90
35. Tubos aletados de un intercambiador de doble tubo………………. 90
36. Diagrama de flujo del sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque de la planta compresora complejo CEUTAGAS……………………………………………………………….
107
37. Fase de separación del sistema de acondicionamiento de arranque…………………………………………………………………..
108
38. Fase de acondicionamiento del sistema de gas de combustible y arranque de la planta compresora complejo CEUTAGAS…………..
109
39. Diagrama General del Sistema de Acondicionamiento de Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible Modulo C-1………….
110
40. Gas de Arranque y Combustible de los Módulos de Compresión de CEUTAGAS III de la Planta Compresora CEUTAGAS………………
113
41. Datos Básicos de Diseño del Depurador Actual……………………. 115
42. Comportamiento de LMTD Intercambiador de Calor por Diseño….. 117
43. Tablero de Control del Calentador Eléctrico E-1, se observa ausencia de equipos…………………………………………………….
118
44. Deterioro encontrando en bridas y soportes del Calentador Eléctrico E-1………………………………………………………………
119
45. Evaluación Sección Externa del Intercambiador de Doble Tubo E-7……………………………………………………………………………
120
46. Condición Actual de Suministro de Gas de Arranque a las Unidades Generadoras de Gas……………………………………….
121
47. Simulación de las condiciones de diseño del sistema de acondicionamiento de gas de arranque/combustible del complejo CEUTAGAS……………………………………………………………….
122
48. Envolvente Presión–Temperatura de la etapa fase de separación en condiciones reales…………………………………………………..
123
49. Condiciones del Gas Combustible y arranque a la Salida del Depurador V-15 ………………………………………………………….
123
50. Condiciones del Gas Combustible y arranque a la Salida del Intercambiador y Calentador Eléctrico………………………………..
125
51. Diagrama de Proceso del paquete de Gas Combustible y Arranque alineado al paquete propio de un módulo de compresión…………..
126
52. Envolvente de gas de proceso a la entrada del generador de gas, para las etapas de arranque y suministro de combustible a la cámara…………………………………………………………………….
127
53. Debilidades del Proceso de Acondicionamiento de gas combustible y Arranque de la Planta Compresora CEUTAGAS………………….
128
54. Generador de Gas………………………………………………………. 129
55. Ubicación de Cámara de Combustión de un Generador LM2500…. 132
56. Cámara de Combustión de un Generador de Gas LM2500………… 132
57. Perfil de Temperatura y Presión Vs Velocidades del Generador de Gas………………………………………………………………………...
133
58. Combustor de una Cámara de Combustión………………………….. 134
59. Curva de Gasto de Combustible……………………………………….. 135
60. Quemadores de una cámara de combustión con deformaciones…. 136
61. Daños en piezas de transición de un Generador de Gas…………. 136
62. Diferentes llamas según presencia de compuestos pesados……. 138
63. Evidencia de Temperatura Excesiva en Cámara de Combustión….. 139
64. Alabes de una Turbina de Potencia…………………………………… 140
65. (a) Refrigeración por Convención, (b) Refrigeración por Capas…… 141
66. Perfil de Temperatura de un Alabe de Turbina de Generador de Gas………………………………………………………………………...
141
67. Grieta en el alabe de una turbina, que se fracturó por termofluencia……………………………………………………………..
142
68. Grietas y erosión en el alabe de una turbina…………………………. 143
69. Termocuplas de una Turbina de Potencia…………………………… 145
70. Diagrama de Ubicación de Termocuplas en un Generador de Gas………………………………………………………………………...
146
71. Evaluación Perfil de Llama en Calentamiento Modulo C-1 de CEUTAGAS……………………………………………………………….
148
72. Evaluación Perfil de Llama en Vacío Modulo C-1 de CEUTAGAS… 149
73. Evaluación Perfil de Llama en Servicio Modulo C-1 de CEUTAGAS……………………………………………………………….
150
74. Diagrama de Proceso del Nuevo Sistema de Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque para la Planta Compresora CEUTAGAS.-……………………………………………………………..
157
75. Envolvente de condición de salida del nuevo paquete propuesto del acondionamiento de gas combustible y arranque……………….
157
76. Diagrama integrado del sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque y el paquete propio de gas combustible de un módulo de compresión………………………………………………
158
77. Envolvente de la condición de suministro de gas combustible al generador de gas, en fase gas combustible y gas de arranque; condición actual vs nuevo diseño…………………………………….
159
78. Envolvente de la condición de suministro de gas combustible al generador de gas, en fase gas combustible y gas de arranque; condición actual vs nuevo diseño vs diseño original…………………
160
79. Datos Básicos de Diseño del Nuevo Depurador V-15………………. 169
80. Diseño de un Intercambiador de Calor del Tipo Tubo Concéntrico con Aletas en Tubo Interno……………………………………………
171
81. Diagrama LMTD para el nuevo intercambiador de calor E-7……… 174
82. Diseño Mecánico de Tubos Concéntricos Con Aletas, recomendado para operaciones de diseño y calculo……………..
176
83. Dimensiones del Intercambiador de Tubos Concéntricos con Aleta……………………………………………………………………….
178
84. Modelo de Calentador Eléctrico a Evaluados………………………. 178
85. Dimensiones del Calentador Eléctrico Seleccionado………………... 184
86. Comportamiento de Apertura de la Válvula PCV-01 seleccionada para el sistema de acondionamiento de gas de arranque y combustible……………………………………………………………….
185
87. Comportamiento de Apertura de la Válvula PCV-02 seleccionada para el sistema de acondionamiento de gas de arranque y combustible……………………………………………………………….
186
88. Nuevos Parámetros de Proceso del Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque de la PC CEUTGAS………………………………………………………………...
187
89. Nuevas condiciones de proceso del sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque de la Planta Compresora CEUTAGAS……………………………………………………………….
189
LISTA DE TABLAS
Tabla
1. Criterios de Diseño de un Intercambiador de Calor de Tubos Concéntricos……………………………………………………………..
91
2. Tipos de internos de entrada recomendados para algunos servicios específicos…………………………………………………..
95
3. Sb No. 0174 Guidelines For Gas Fuel Acceptability………………… 153
4. MID-TD-0000-1 Process Specification Fuel Gases For Combustion In AeroDerivative Gas Turbines………………………………………..
153
5. Calentadores Eléctricos considerados para la Evaluación de Proceso……………………………………………………………………
179
6. Propuesta de Amarc Industrial Heating Systems: II2G EEx-d IIC…. 180
7. Porpuesta Hazardous Area Process Heat & Control Solutions: FP/BFP…………………………………………………………………….
181
8. Propuesta Heat Exchange And Transfer, Inc: Type CH…………….. 182
9. Evaluación de las condiciones mínimas requeridas en los Calentadores de Gas Evaluación para el proceso de Acondicionamiento de Gas Combustible y arranque de la PC CEUTAGAS……………………………………………………………….
183
10. Dimensiones del Calentador Eléctrico Seleccionado………………. 184
INTRODUCCION
El gas natural es un recurso energético muy limpio, y es el segundo más utilizado
después del petróleo a nivel mundial, sus aplicaciones no solo se limitan en la industria
energética sino que también tiene una gran importancia como materia prima en la
industria petrolera y petroquímica. Actualmente juega un papel importante en el uso de
la recuperación secundaria del petróleo (Levantamiento artificial por gas), y en la
producción de energía eléctrica. En este punto las plantas compresoras de gas
constituyen una parte importante de la cadena de valor ya que están maximizan el
aprovechamiento de estas fuentes de energía.
La planta compresora CEUTAGAS pertenece a la Gerencia de Plantas de Gas
Ceuta/TEL, ubicada en el Bloque VII del Lago de Maracaibo, a 47 km del Muelle Sur del
municipio Lagunillas del estado Zulia, Consta de cuatro trenes de compresión los cuales
están integrados por tres compresores centrífugos interetapas, una caja de engranajes
multiplicadora de potencia, una turbina de potencia y un generador de gas, siendo este
último el equipo vital para el funcionamiento del sistema.
Los generadores de Gas son máquinas de aceleración de fluido que generan fuerzas
motrices en forma de energía mecánica rotativa a partir de energía contenida en una
corriente de gas. Durante muchos años, en Pdvsa Occidente se ha utilizado el gas
natural como combustible para estos equipos, pero para esto el gas debe tratarse de tal
forma, que cumpla con los requerimientos exigidos por el fabricante de las unidades
generadores de gas tales como ausencia de partículas sólidas y liquidas, además de
presentar un valor calorífico con un índice Woobe (índice de eficacia de la combustión
en el generador) y una temperatura de suministro que se encuentre 45°F por encima de
la temperatura de roció del gas.
El sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora Ceutagas
utilizado para la operación de las unidades generadoras de gas no garantiza las
condiciones mínimas recomendadas por los fabricantes debido a los cambios en las
propiedades del gas que se utiliza como gas combustible, aunado a los problemas
operacionales por inadecuado acondicionamiento, el aumento de los requerimientos de
flujo ocasionando un incremento en la frecuencia de fallas en las unidades generadoras
de gas.
19
Debido a esta problemática es necesario realizar un nuevo diseño del sistema de
acondicionamiento de gas combustible y arranque para la planta compresora
CEUTAGAS, con el cual se pueda garantizar el suministro de gas para el combustible y
arranque cumpliendo con las especificaciones mínimas requeridas por los fabricantes
de los generadores y preservar su vida útil.
El nuevo diseño de ingeniería para el sistema de gas combustible debe considerar el
reemplazo o rediseño de los equipos actualmente instalados en el sistema tales como;
depurador de gas (V-15), intercambiador de calor gas/gas (E-7) y un calentador
eléctrico (E-1), los cuales debido a la actualización de los procesos variación de las
condiciones operacionales presentan de insuficiencia para alcanzar las especificaciones
de gas combustible requeridas por las empresas fabricantes de los generadores de gas.
La siguiente investigación ha sido estructurada en cinco capítulos. En el Capítulo I se
presenta el planteamiento del problema, donde se detallará la forma en que fue
abordado el problema, los objetivos que se plantearon desde el comienzo de la
investigación y la delimitación del estudio. El Capítulo II reúne las condiciones teóricas,
definiciones básicas, descripción de procesos y toda una gama de información
inherente al desarrollo de los objetivos del estudio. En el Capítulo III se describe el tipo
de información y los medios que se utilizaron para la recolección de la misma, requerida
para la simulación de los pozos, de igual forma se explican las vías que se utilizaron
para la validación de la información recolectada. En el Capítulo IV: Presentación y
Análisis de los resultados.
Por último, las conclusiones y recomendaciones sugeridas, además se anexa anexos que ayudarán a la comprensión de este trabajo, y toda la información de campo recolectada
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del problema
El gas natural es la fuente de energía fósil que ha conocido el mayor avance desde
los años 70 además presenta actualmente la quinta parte del consumo energético, mas
su utilización viene determinada por la capacidad humana de ingeniar máquinas y útiles
que aprovechen su potencial. Actualmente, todos los sectores de la actividad humana
aprovechan el gas natural, dado que su versatilidad y comodidad de uso ha favorecido
el desarrollo de un amplio abanico de tecnologías adaptadas a la actualidad; en lo
doméstico, en el comercio, en la industria (la cerámica, el vidrio, la porcelana, la
metalurgia, el alimentario, el textil o el del papel).
También se debe mencionar su utilización en la producción de energía eléctrica, ya
que tiene un mejor rendimiento energético y un menor impacto ambiental que otros
combustibles fósiles. Además de servir de fuente de calor, es materia prima para la
obtención de diversos productos, ya que el metano, constituye el producto base en la
producción de hidrógeno, metanol, amoníaco o acetileno.
Venezuela está considerada como una de las naciones más importantes del planeta
debido a poseer la mayor reserva de crudo a nivel mundial y además de contar con
cuantiosas reservas de gas y una ventajosa posición geográfica e importancia
geopolítica. Para esto la empresa estatal PDVSA cuenta con operaciones a nivel
nacional que garantizan el aprovechamiento de estas fuentes de energía para satisfacer
los mercados nacionales e internacionales. (Fuente: Publicaciones de PDVSA. 2012).
En occidente la mayor parte de la producción de gas natural es utilizado para el
levantamiento con Gas Lift debido a que con el paso de los años, los yacimientos
petroleros disminuyeron su tasa de producción y dejaron de producir de forma natural,
es por esto que se han aplicado técnicas de levantamiento artificial para conducir estos
fluidos a la superficie.
21
El método más usado en el lago de Maracaibo es levantamiento artificial por gas, que
inicio con la inauguración de la Planta compresora TJ-1 en 1954, con la función de
elevar la presión del gas de 50 Lpca a 1800 Lpca, estos sistemas son propulsados por
Generadores de gas que utilizan como combustible el gas natural. El proceso de
compresión de gas tiene como objetivo fundamental aumentar la presión del gas que se
separado del crudo en las estaciones de flujo, para utilizarlo como gas de levantamiento
artificial (gas lift).
En la actualidad Pdvsa Occidente existen varios tipos de plantas de compresión,
pero el principio de operación de estas plantas es el mismo, es decir, comprimir el gas
hasta una presión determinada, pero existen entre ellas ciertas particularidades que la
diferencian, en este contexto se conoce tres tipos; Como ser, plantas convencionales
que logran comprimir en una cadena de siete etapas con siete compresores centrífugos
con su respectivas turbinas; las Mini plantas son muy parecidas a las modulares, la
diferencia es que son de dimensiones menores y por tanto manejan bajos caudales de
gas y por otra parte las plantas modulares las cuales realizan el proceso de compresión
en unidades más compactas con menores requerimientos de energía.
Entre las plantas compresoras existentes en el lago de Maracaibo, se encuentra la
Planta Compresora CEUTAGAS perteneciente a la Gerencia de Plantas de Gas
Ceuta/TEL PDVSA GAS, ubicada en el bloque VII Lago de Maracaibo (a 47 km del
Muelle Sur del municipio Lagunillas del estado Zulia). Fue construida en 1988, capas de
comprimir 320 MMPCND en Cuatro (4) modelos de compresión de gas natural, con una
presión de succión desde 50 psig hasta una presión de descarga de 1800psig, el cual
es utilizado para la extracción de petróleo mediante la técnica de levantamiento artificial
por gas (LAG), la producción asociada es de 92 Mil/barriles diarios de crudo liviano.
El proceso de compresión del gas de la planta CEUTAGAS, comprende tres etapas
de compresión en cada módulo, cuya finalidad es elevar la presión del gas, enfriarlo y
depurarlo del líquido que se forma por la condensación. Para elevar la presión del gas
con la finalidad de cumplir con los requerimientos de la planta, se utilizan compresores
centrífugos de gas dispuestos en cada uno de los cuatro módulos de compresión.
La fuerza motriz de los compresores se suple con turbinas a gas mejor conocidas
como generadores de gas, las cuales son máquinas de aceleración de fluido que
22
generan fuerzas motrices en forma de energía mecánica rotativa a partir de energía
contenida en una corriente de gas. Debido a los diferentes requerimientos de potencia
de los modelos de compresión de la planta compresora CEUTAGAS se tienen
diferentes tipos de generadores de gas: en primer lugar se cuentan con dos
Generadores de Gas General Electric Modelo LM 2500 los cuales generan una potencia
de 33700HP y en segundo lugar se cuentan con dos Generadores de Gas Rolls Royce
Modelo RB211 los cuales generan una potencia de 35000 HP.
Durante muchos años, en la industria petrolera se ha utilizado el gas natural como
combustible para la generación de vapor, en calentadores de crudo, en turbinas a gas,
en cuanto al combustible para las turbinas a gas, el gas debe tratarse de tal forma, que
cumpla con los requerimientos exigidos por el fabricante de los generadores de gas
tales como ausencia de partículas sólidas y liquidas, además de presentar un valor
calorífico adecuado.
Actualmente, el gas utilizado como combustible para los Generadores de gas de la
planta CEUTAGAS proviene del cabezal de descarga, el cual debe ser circulado por un
sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque, sin embargo según
los estudios y datos obtenidos en campo han determinado que el gas no está
alcanzando las especificaciones recomendadas por los fabricantes de los generadores
de gas, razón por la cual se están ocasionando serios daños en los equipos y a su vez
reduciendo la vida útil de los generadores de gas de la planta compresora
CEUGTAGAS.
La administración de gas combustible y arranque sin ser acondicionado
adecuadamente, es uno de los principales causantes de averías de los generadores de
gas, ya que esto provoca filtración de gas condensado y a su vez este genera altas
temperaturas ocasionando daños en los internos de las cámaras de combustión
(Termofluencia) y en consecuencia disminución de la vida útil de las unidades que son
las encargadas de suministrar la potencia al tren de compresión.
Para evitar en la recurrencia de este tipo de fallas las empresas fabricantes de los
generadores de gas (General Electric y Rolls Royce) establecen ciertos criterios a
través de sus Boletines de Servicio para clientes en donde indican las condiciones de
calidad del gas que deben garantizarse para la óptima operación de sus unidades tales
23
como: ausencia de partículas sólidas y liquidas, además de presentar un valor calorífico
con un índice Woobe (índice de eficacia de la combustión en el generador) entre 1020
BTU/PCE – 1350 BTU/PCE y una temperatura de suministro que se encuentre 45°F por
encima de la temperatura de roció del gas.
El sistema de acondionamiento de gas combustible de la planta compresora
CEUTAGAS consiste principalmente de unas series de válvulas de control de presión,
depurador de gas (V-15), intercambiador de calor gas/gas (E-7) y un calentador
eléctrico (E-1) ubicado en el módulo de entrada. Los equipos fueron diseñados en el
año 1982 para la empresa Meneven tomando en consideración una composición del
gas principalmente compuesto por metano (cerca del 76%), con una gravedad
especifica de 0,79, GPM: 2,364 y con niveles de contaminantes de CO2: 4% v/v, H2S:
2 ppm v/v, 12 Lbm H2O/MMPCN.
Para el año 2012 los últimos estudios cromatograficos realizados al gas combustible
mostraron una tendencia orientada al aumento de las fracciones pesadas lo cual se
refleja con la disminución del porcentaje de gas metano (cerca del 66%), con un
aumento en la gravedad especifica alcanzado valores de 0,85, un aumento del GPM:
3,632 y con mayores niveles de contaminantes de CO2: 8% v/v, H2S: 30 ppm v/v, 63
Lbm H2O/MMPCN.
Sumado a esto los equipos del sistema de acondionamiento de gas combustible
fueron originalmente diseñados para cumplir con las especificaciones del gas
combustible necesario para la operación de las unidades generadoras de gas
instaladas para el año 1980, las cuales corresponden a las unidades Rolls Royce
RB211-C y General Electric CF-8.
Desde el Año 1990-1995 estas empresas dieron inicio al reemplazo y actualización
de la flota de generadoras de gas con la incorporación de las unidades Rolls Royce
RB211-G y General Electric LM-2500. No fue hasta el año 1998 cuando las empresas
fabricantes suministraron los boletines técnicos con las nuevas especificaciones para la
operación de los sistemas de gas combustible y arranque. Bajo este esquema de
operación para las nuevas unidades no se realizaron evaluaciones a la infraestructura
instalada en el sistema de gas combustible para programar su adecuación a las nuevas
necesidades por lo cual el problema se ha venido agravando.
24
Actualmente los estudios y datos obtenidos en campo determinaron que el gas usado
como combustible no cumple con las especificaciones requeridas por los fabricantes de
los generadores de gas, siendo el principal problema el suministro de combustible a
baja temperatura (por debajo de la temperatura de roció del gas) aumentando la
posibilidad de que el flujo de gas combustible, arrastre trazas de condensados
aumentando el poder calorífico ocasionando variación de temperatura incrementando el
deterioro progresivo del recubrimiento cerámico de la cámara de combustión y de los
alabes de la turbina de potencia.
Durante los últimos años se ha presentado un aumento en la tendencia de fallas
prematuras o tempranas (antes de cumplir 24.000 horas de operación) en las unidades
generadoras de gas del centro de compresión CEUTAGAS, tales como: paros por altas
temperaturas de gases de escape, los cuales acortan la vida útil y destruyen el ducto de
escape de la turbina de potencia, también originan detonaciones en la cámara de
combustión al momento de la ignición, taponamiento de los combustores,
aceleraciones del generador en menos tiempo del previsto, originando esfuerzos
adicionales en los ejes y cojinetes, gritas en alabes como efecto de la Termofluencia,
entre otros.
Este aumento en el índice de fallas origina tanto problemas operacionales como
indisponibilidad del tren de compresión, caída de presiones en el campo, causando
disminución de producción de crudo y problemas económicos debido a los altos costos
de los equipos entre 6 y 7 MM$, altos costos de los repuestos y consumibles; además
que son fabricados, reparados y ensamblados en el exterior por lo que necesitan
habilitar cuentas internacionales entre otros gastos producto del traslado.
Además de los problemas de insuficiencia para alcanzar las especificaciones de gas
combustible, la infraestructura del sistema de acondionamiento de gas de arranque y
combustible de los generadores, presenta una gran cantidad de problemas
operacionales que limitan mucho más sus funciones, como son:
• El depurador (V-15): no posee la capacidad para retener todos los líquidos
formados y arrastrados producto de la caída de presión (1800-540Psi), existe
deficiencia en el sistema de drenaje de condensados se presumen problemas de
obstrucción, se presumen daños en elementos internos (placas, demister).
25
• Intercambiador de Calor (E-7): este equipo es del tipo tubular el cual se
encuentra actualmente aislado fuera de servicio. Durante prueba hidrostática realizada
se presentó fisura en el tubo lado interno (alta presión) lo cual está permitiendo la
presurización del equipo.
• Calentador Eléctrico (E-1): este equipo se encuentra fuera de servicio debido alto
deterioro en soportes y conexiones bridadas. Además el sistema de control e
instrumentación del equipo se encuentra incompleto por obsolescencia de los mismos.
De igual forma este utiliza 4 resistencias eléctricas de 3 fases con una potencia de 151
Kw y un consumo de 225 Amp de las cuales solo 1 se encuentra en condiciones de
seguir operando.
De igual forma se presentan problemas operacionales debido a la insuficiencia de
gas combustible para el arranque de más de un módulo de compresión de forma
simultánea, ya que, el flujo de diseño del sistema de acondicionamiento es de 6 -7
MMPCND y el consumo para el arranque y operación de un módulo de compresión
oscila entre 3-4 MMPCND, con lo cual al momento de ser necesario el arranque de dos
unidades de forma simultánea se necesita un flujo entre 7-8 MMPCND el cual el
sistema no se encuentra en capacidad procesar.
Por esta razón, en muchas ocasiones el arranque de las unidades de los módulos de
compresión debe hacerse un módulo a la vez para garantizar mejores condiciones de
operación. Se ha demostrado que al momento de necesitar las condiciones de flujo de
diseño 6-7 MMPCND aumenta el arrastre de condensado y los problemas
operacionales mencionados anteriormente.
Por todo lo expuesto anteriormente esta investigación tiene como finalidad de realizar
una propuesta para la reingeniería de la infraestructura actualmente instalada, asociada
al sistema de gas de combustible y arranque para las unidades generadoras de gas con
la finalidad de diseñar y seleccionar nuevos equipos que cumplan con las condiciones
de proceso actual y futuras y que garanticen la vida útil de los equipos además de
disminuir la frecuencia de fallas prematuras que generan problemas, tanto
operacionales como económicos, en las instalaciones de la planta compresora
CEUTAGAS.
26
1.2 Formulación del Problema
Tomado en cuenta la problemática anteriormente expuesta, se plantea el problema a
través de la siguiente interrogante:
¿Se podrá generar una propuesta para la reingeniería de la infraestructura del
sistema da gas de arranque y combustible de la planta compresora CEUTAGAS que
garantice condiciones óptimas de operación para las unidades generadoras de gas?
¿Se podrá disminuir el índice de fallas en los generadores de gas con la utilización
de gas combustible que satisfaga los requerimientos establecidos por las empresas
fabricantes de los generadores de gas?
1.3 Objetivos de la Investigación
1.3.1 Objetivo General.
Diseñar una propuesta para la reingeniería de la infraestructura asociada al sistema
de gas combustible y arranque para las unidades generadoras de gas de la planta
compresora Ceutagas.
1.3.2 Objetivos Específicos:
� Describir las condiciones del proceso y la infraestructura actual del sistema de
gas de combustible y arranque de los generadores de gas de la planta compresora
Ceutagas.
� Analizar la incidencia de fallas en las unidades generadoras de gas que
repercuten en la eficiencia de las unidades debido a los problemas en el proceso de
acondicionamiento de gas combustible.
� Determinar las condiciones de operación de las unidades generadoras de gas
de acuerdo a la información técnica recomendada por las empresas fabricantes.
� Proponer un diseño de ingeniería del proceso de gas combustible y arranque de
la planta compresora Ceutagas que satisfaga los requerimientos técnicos
recomendados por los fabricantes.
27
1.4 Justificación de la Investigación
Desde el punto de vista técnico, la investigación aportara nuevos conocimientos que
ayudaran a tomar acciones para corregir los problemas que se presentan en los
generadores de gas, debido a la operación con gas de arranque y combustible fuera de
las especificaciones recomendadas por los fabricantes lo que ha venido originando
daños prematuros en las primeras filas de álabes de la turbina de expansión del
generador (Turbina HP).
Desde el punto de vista metodológico servirá como un instrumento valioso en la
construcción de una base de datos para futuras investigaciones relacionadas, el
fenómeno estudiado; asimismo servirá como una referencia de consulta para futuros
proyectos de la corporación.
Desde el punto de vista económico, con la implementación de una nueva ingeniería
en el proceso de acondionamiento de gas combustible, se buscara disminuir el índice
de fallas prematuras en los generadores de gas asociados con lo cual las unidades
alcanzaron sus niveles de mantenimientos en los lapsos establecidos y no habrá
necesidad de realizar servicios, reemplazo de elementos lo cual representan altas
costos para la corporación.
1.5 Delimitación de la Investigación
1.5.1 Delimitación Espacial
El trabajo de investigación, se llevara a cabo en la planta compresora CEUTAGAS,
perteneciente a PDVSA, ubicada en el Bloque VII del Lago de Maracaibo (a 47 km del
Muelle Sur del municipio Lagunillas del estado Zulia), perteneciente a la Gerencia de
Compresión Distrito Tomoporo de la organización Compresión de Gas Occidente
1.5.2 Delimitación Temporal.
La presente investigación tiene una delimitación temporal de seis meses desde el
mes de Abril hasta el mes de Octubre del 2013.
CAPÍTULO II
MARCO TEORICO
Según Méndez (2001), el marco teórico está completamente determinado por las
características y necesidades de la investigación. Constituye la presentación de
postulados según autores e investigadores que hacen referencia al problema
investigado que permite tener una visión completa de las formulaciones teóricas sobre
las cuales ha de fundamentarse el conocimiento científico en las fases de observación,
descripción y explicación.
2.1 Antecedentes de la Investigación.
Esta investigación esta soportada por los siguientes trabajos relacionados con el
fenómeno estudiado:
PEREZ J., STEINKOPF R. (2004). Evaluación y optimización del sistema de gas
combustible de una planta compresora. Universidad del Zulia. El estudio consistió en la
evaluación y optimización del sistema de gas combustible de la planta compresora TJ-3
con el propósito de hacer un estudio de la calidad del gas utilizado como combustible, y
comprobar si las propiedades coinciden con las especificaciones de los fabricantes para
el buen funcionamiento de las turbinas.
También reprodujeron una simulación del sistema en PROII, lo cual permitió
reproducir el comportamiento actual del proceso e identificaron las condiciones óptimas
de operación mediante el análisis de sensibilidades, de una forma práctica y eficiente,
con el fin de resolver la problemática existente en la planta, aumentar la producción y
disminuir los costos de mantenimiento asociados.
Se evaluaron cuatro escenarios: un primer escenario reflejado al arranque de la
planta, un segunda escenario en caso de estar la expansión y módulo de etano en
servicio y un último escenario alimentando gas rico en metano completando con gas de
algunas de las etapas de compresión. En base al análisis en cada uno de los
escenarios, se lograron demostrar que la mejor alternativa de alimentación de gas al
sistema, proviene de la 6ta etapa de compresión, con expansión en servicio.
29
Igualmente, se demostró la necesidad de sustituir el intercambiador de calor de
resistencia eléctrica para los escenarios más críticos, con el fin de alcanzar la
temperatura de gas y logra las condiciones requeridas por el fabricante, garantizando
de esta manera el correcto funcionamiento de las turbinas de gas.
CASTILLO J, (2009). Evaluación del Sistema de Tratamiento de Gas combustible de
la Estación de flujo San José del Bloque desarrollo Zulia Occidente. Universidad Rafael
María Baralt. Se evaluó el sistema de tratamiento de gas combustible de la estación de
flujo San José, en base a la simulación del proceso mediante el paquete de simulación
Hysys.
Realizó la validación del modelo termodinámico, mediante las ecuaciones de estado
de Peng Robinson y Soave- Redlich- kwong, de acuerdo al menor porcentaje de
desviación en cuanto flujo másico, como también la transferencia de calor considerando
las condiciones de diseño, seleccionó la ecuación de Peng Robinson. Realizó la
simulación de proceso a las condiciones de operación actual, para evaluar el sistema
de tratamiento actual en función de la calidad del gas en cuanto al poder calorífico,
porcentaje de metano y butano.
Desarrollando un análisis de sensibilidad, en donde se evaluaran varias temperaturas
de refrigeración del gas 255.37K; 249.82K; 244.26K; 238.71K, que permita obtener un
gas seco. Como resultado de la simulación realizada, el gas combustible obtenido
posee una composición molar de metano y butanos de 0.7623 y 0.0079
respectivamente con un poder calorífico de 38901.22KJ/m3 el cual cumple con los
requerimientos de los motores a gas.
Como resultado de la evaluación del sistema observó que el gas que actualmente se
utiliza como combustible es un gas húmedo con un porcentaje de butanos 3.01, en
comparación con el gas obtenido luego de ser tratado, por lo tanto pudo concluir que el
sistema de tratamiento es efectivo y su puesta en marcha garantiza la producción de un
gas de alta calidad para consumo de los motores a gas acoplados a los generadores
eléctricos. Los aportes de esta investigación sirvieron para la elección de las
ecuaciones de estado más adecuado para realizar la simulación de proceso, mediante
el simulador HYSYS, permitió evaluar las condiciones de operación actual del sistema
30
de acondicionamiento de gas, de esta manera observar la calidad y el comportamiento
del gas.
AÑEZ E, (2010). Tratamiento del gas utilizado como combustible de los motores de
combustión interna de una planta compresora de gas. Universidad del Zulia, División de
Postgrado. El trabajo de investigación constituye un estudio sobre el tratamiento del gas
combustible utilizado por las unidades motocompresoras de una planta de compresión,
considerando el poder calorífico recomendado por Waukesha Engine, fabricante de los
motores. Según el propósito de la investigación se identificaron las causas que generan
las fallas ocurridas en los motores.
La población objetivo se consideró accesible y la muestra representativa corresponde
a los yacimientos “A” y “B”. Los resultados obtenidos indicaron que el yacimiento “A”
suministra un gas rico con 3.372 GPM con un poder calorífico de 1290 Btu/pcn y el
yacimiento “B”, posee un gas pobre de 0.098 GPM con un poder calorífico de 1017
Btu/pcn, que debe reemplazarse por agotamiento natural; ambos gases transportan
agua mayor a 300 Lbm/MMPCN a las condiciones de operación, por lo tanto
inadecuado utilizarlo como gas combustible lo cual se evidencio por los 811 paros
ocurridos en los motocompresores de las cuales 738 se generaron en el Tren I (gas del
Yacimiento “A”) y 73 en el Tren II (gas del Yacimiento “B”), con averías al conjunto de
fuerza de los motores causada por la detonación y pre-ignición que se presentaron en
unidades motocompresores.
Se concluyó que es necesario mejorar la calidad del gas utilizado como combustible
mediante la reactivación de la unidad de deshidratación de gas por absorción con
trietilenglicol de MMPCND de gas proveniente del yacimiento “A”; por otro lado,
utilizando el simulador HYSYS fue posible diseñar un sistema que utilice un turbo-
expansor para extracción de líquidos del gas con la finalidad de obtener 3 MMPCND de
gas combustible requerido por los motores, según las especificaciones del fabricante.
2.2 Bases Teóricas.
Las bases teóricas constituyen el centro del trabajo de investigación, pues es sobre
este que se construye todo el trabajo. Una buena base teórica formará la plataforma
sobre la cual se construye el análisis de los resultados obtenidos en el trabajo, sin ella
31
no se puede analizar los resultados. La base teórica presenta una estructura sobre la
cual se diseña el estudio, sin esta no se sabe cuáles elementos se pueden tomar en
cuenta, y cuáles no. Sin una buena base teórica todo instrumento diseñado o
seleccionado, o técnica empleada en el estudio, carecerá de validez.
2.2.1 Gas Natural. Definición
Pérez y Martínez, (2005), señalan que el gas natural está formado por los miembros
más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano,
cantidades menores de etano, propano, butano y, finalmente, se puede contener
porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados, ver figura 1. Además es
posible conseguir en el gas natural cantidades variables de otros gases no
hidrocarburos, como por ejemplo dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno (ácido
sulfhídrico), nitrógeno, helio y vapor de agua.
El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociados en
yacimientos de petróleo y de condensado (porciones volátiles de petróleo). En
Venezuela, los yacimientos de gas libre son de reciente descubrimiento.
Tradicionalmente el gas natural se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo.
En general, el gas natural puede clasificarse como; gas dulce, gas agrio o ácido, gas
rico (húmedo) y pobre (seco), según la cantidad de hidrocarburos condensables que se
pueda obtener.
Figura 1 . Componentes que integran el Gas Natural. Fuente: PDVSA (2007)
32
2.2.1.1 Composición del gas natural
La composición real de un determinado gas se obtiene por medio de análisis
cualitativos y cuantitativos. Estos análisis enumeran los componentes presentes y el
porcentaje de cada componente en la composición total. Además de los hidrocarburos
presentes, por análisis se observa la presencia o no de otras sustancias que merecen
atención, debido a que pueda ocasionar trastornos en las operaciones de manejo,
tratamiento y procesamiento industrial del gas.
Se indica que el componente principal del gas natural es el metano ( ). Los otros
hidrocarburos, unos en forma de gas y otros como líquido, como el etano, propano,
butano y lo restante componentes se encuentran en menores proporciones. La
presencia de hidrocarburos pesados líquidos puede causar daños en los combustores y
en la sección caliente del generador de gas, emisiones excesivas, inestabilidad del
control de combustible, hasta una explosión o severos daños en la turbina.
Además el gas puede contener otros gases fuera de la superficie parafínica de
hidrocarburos, los cuales aportan menos del 10% del volumen en la muestra de gas, y
están representados normalmente por el dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno,
algunas veces por el nitrógeno y excepcionalmente helio. Además de los componentes
anteriores se encuentra agua en cantidades variables dependiendo de las condiciones
de presión y temperatura en que se encuentre el gas. El agua puede llevar consigo
ciertos contaminantes como calcio, sodio, magnesio, los cuales pueden ocasionar
depósitos en las tuberías.
A condiciones de bajas temperaturas y altas presiones el agua forma con los
hidrocarburos presentes en el gas natural unos compuestos solidos de composición
variable llamados hidratos.
Los hidratos bloquean líneas, reducen la capacidad de transferencia de
intercambiadores de calor, taponan válvulas, y en general, cuando se dan las
condiciones señaladas de temperatura y presión, la formación de hidratos constituye un
serio problema en el manejo y procesamiento del gas natural, por esta razón el gas
33
natural se trata en unidades deshidratadoras que utilizan glicol o lechos fijos de algún
desecante sólido como agente deshidratantes.
2.2.1.2 Calidad del gas.
En las reacciones exotérmicas las entalpias de combustión son siempre negativas, en la
práctica es más cómodo trabajar con cantidades positivas, por ello se utiliza el poder
calorífico, término que designa al negativo de la entalpia de combustión.
El poder calorífico a presión constante corresponde, por lo tanto, al calor que es
entregado al entorno cuando una unidad de combustible en condiciones de referencia
se quema completamente, en estado de régimen permanente, de tal manera que los
productos salen también en condiciones de referencia. En, principio el poder calorífico
de cualquier combustible es calculable a partir de las entalpias de formación de sus
componentes. No obstante, la mayoría de los combustibles empleados en la industria
son mezclas complejas de diversos compuestos, alguno de los cuales pueden no
aparecer en tablas. En tal caso el poder calorífico debe medirse en forma experimental,
siguiendo procedimientos cuidadosamente normalizados.
2.2.1.3 Poder calorífico superior e inferior.
El valor comercial del gas natural es determinado por su potencial energético que
representa la cantidad de energía producida por la combustión de un volumen de gas
natural, medida en kilo-joule por un metro cubico. Un kilo-joule representa la cantidad
de energía que se requiere para elevar a un grado Celsius la temperatura de un metro
cubico de agua a condiciones atmosféricas normales.
El punto de rocío de los productos de una combustión es, típicamente, superior a 25°C
(77°F). Esto significa que un experimento calorífico a presión constante, los productos
que se enfrían hasta esa temperatura, probablemente contendrán una cierta cantidad
de agua líquida. La entalpia de la corriente de productos, y por lo tanto, el balance de
energía del calorímetro, es función de la cantidad de condensado existente. En
consecuencia un mismo combustible puede presentar poderes caloríficos distintos,
según sea el estado de la humedad de los productos.
34
Claramente, se pueden distinguir dos situaciones límite. En la primera, el agua presente
en los productos se encuentra completamente en estado gaseoso, sin haber entregado
su calor latente. En la segunda todo el agua se ha condensado, liberando calor al
entorno. Por definición el poder calorífico inferior (PCI) a presión constante corresponde
al calor entregado al entorno cuando una unidad de combustible en condiciones de
referencia se quema completamente, en estado de régimen permanente, de tal manera
que los productos salen también en condiciones de referencia y la totalidad del agua
producida por la combustión del hidrogeno está en estado de vapor.
El poder calorífico superior (PCS) se define de manera similar, pero ahora considerando
que la totalidad del agua producida por la combustión del hidrogeno esta como liquida.
Es importante destacar, en estas definiciones nada se dice del agua en los productos
que, por provenir de la aireación del combustible, no ha sido formada químicamente por
la combustión.
La diferencia entre ambos poderes caloríficos puede calcularse conociendo el análisis
fundamental del combustible. Para ello es necesario determinar la cantidad de agua
que se forma como resultado de la combustión de hidrogeno y calcular la energía que
esta agua libera al condensarse en condiciones de referencia. El poder calorífico del
gas se considera para determinar su calidad como combustible y, por consiguiente, su
precio.
La corrección indicada se aplica a la combustión del gas, ya que la presencia de agua
en el gas será fuente de transferencia de calor adicional al agua que se somete al
incremento de temperatura en el calorímetro. El poder calorífico del gas natural es
variable y depende de su composición, cuanto mayor sea la cantidad de gases no
combustibles que contenga, menor será el poder calorífico. Además la masa
volumétrica de los diferentes gases combustibles influye sobre el valor calorífico del gas
natural. Cuanto mayor sea la masa, mayor será la cantidad de átomos de carbono para
el gas considerado y, por consiguiente, mayor será su valor calorífico
35
2.2.1.4 Índice de Wobbe
Es un parámetro importante cuando se quiere mezclar gases combustibles y el aire (en
una reacción de combustión), se controla este índice para asegurar la combustión
satisfactoria en los combustores; el fabricante de las unidades RB211 recomienda que
este índice se encuentre entre 1020 – 1350 BTU/PCE para garantizar una reacción de
combustión ideal entre combustible y el aire.
PC: Poder Clarifico del Gas Natural [Btu/Pie3]
GE: Gravedad Especifica del Gas Natural.
2.2.1.5 Diagrama de fases
Los diagramas de fases son representaciones graficas que nos permite observar las
regiones de las fases (solido, liquido, gas) y entender los cambios de fases de la
materia de una sustancia en función de las variables elegidas. En el caso de los
hidrocarburos la mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de
hidrocarburos es a través del diagrama de fases, que más se usa es el P-T (presión-
temperatura) que se muestra en la figura 2 para mezclas de hidrocarburos.
Figura 2: Diagrama de fases P-T para mezclas de hidrocarburos. Fuente: Rodríguez (2007).
36
En el grafico están representados una serie de datos e información que muestran los
conceptos más relevantes para entender un diagrama de fases:
� Curva del punto de burbuja (AC): representa todos los puntos en los que, en una
mezcla liquida, aparece la primera burbuja de vapor.
� Curva del punto de rocío (BC): representa todos los puntos en los que, en una
mezcla gaseosa, aparece la primera gota de líquido.
� Punto crítico(C): es el punto común de las curvas de rocío y burbuja en el que
son indistinguibles el vapor y el líquido. Debemos tener presente que no presenta
la máxima temperatura o máxima presión de Coexistencia del líquido-vapor.
� Cricondenterma (Tcc): es la máxima temperatura en la que coexiste la fase
liquido-vapor.
2.2.1.6 Punto de rocío del gas natural.
El punto de rocío de hidrocarburo en Gas Naturales es un parámetro importante de
calidad, estipulado en especificaciones contractuales a través de la red de suministro,
desde productores hasta consumidores finales, pasando por empresas transportadoras
y distribuidoras. En consecuencia, un exacto monitoreo de temperatura de punto de
rocío de hidrocarburo en gas natural, es importante para mantener la calidad y la
integridad del gas como así también para cumplir con los acuerdos.
El punto de Rocío de hidrocarburo es la temperatura a la cual el hidrocarburo comienza
a condensarse cuando el gas natural es enfriado a presión constante y en
consecuencia deja de ser totalmente gaseoso. En muchos casos el evitar la formación
de tales líquidos en gas natural es muy importante.
Por ejemplo; en las cañerías de transporte de gas la presencia de hidrocarburo líquido
en combinación con trazas de vapor de agua lleva a la formación de hidratos como
masa sólida. En condiciones de operación pueden ocasionar daños por impacto en los
compresores y restringir y aún bloquear las cañerías. Algunos usuarios tienen
necesidades críticas respecto al punto de rocío de hidrocarburo. La última generación
de generadores con turbinas de gas diseñadas para baja emisión de No requieren al
menos 28ºC de "supercalentamiento" - la diferencia entre el punto de rocío y la
temperatura de entrega del gas a la entrada del sistema de pre mezcla.
37
Si esto no se cumple, el efecto enfriador de la expansión del gas provoca la formación
de líquido resultando el posible retorno de la llama desde la boquilla de ignición hacia la
cámara de mezcla. Por otro lado, para el productor de gas natural, el control del punto
de rocío de hidrocarburo puede resultar en un aspecto costoso del procesamiento del
gas natural, ya sea por los costos en re comprimir el gas luego del procesamiento como
por la baja en el poder calorífico al extraerle los líquidos al gas natural.
En consecuencia, resulta de interés para los productores monitorear y controlar las
plantas reductoras de punto de rocío para mantenerlas dentro de límites ajustados
minimizando los costos de proceso. Esto hace que se deba mantener el punto de rocío
lo más próximo posible a los valores acordados o exigidos. Esto hace necesario medir
el punto de rocío de hidrocarburo no solo en la etapa de producción sino también en las
cañerías de transporte, en los puntos de transferencia, en la distribución y en grandes
consumidores finales. Incluso, al incrementarse las redes de interconexión entre países
hace necesario el control de la calidad del gas que se comercializa.
2.2.1.7 Punto triple.
Es aquel en el cual coexisten en equilibrio el estado sólido, el estado líquido y el
estado gaseoso de una sustancia. Se define con una temperatura y una presión de
vapor. El punto triple del agua, por ejemplo, está a 273,16 K (0,01 °C) y a una presión
de 611,73Pa ITS90, esta temperatura, debido a que es un valor constante, sirve para
calibrar las escalas Kelvin y Celsius de los termómetros de mayor precisión.
Figura 3. Típico de un diagrama de fase. Fuente : Paredes (2010)
38
Sabemos que las moléculas de las sustancias vibran. En el estado sólido, lo
hacen sin moverse de su lugar. En el líquido, se mueven libremente chocando unas con
otras, lo que permite que al colocar una gota de colorante en agua (por ejemplo) la
misma termine tiñéndolo todo. Y en el estado gaseoso también se mueven libremente,
pero con más violencia, es por eso que las colisiones hacen que estén más separadas
y los gases ocupen tanto volumen, a diferencia de los líquidos y sólidos.
Se observa en la figura 3, la línea verde marca el punto de congelación, el azul, el punto
de ebullición y la roja el punto de sublimación. Se muestra como estos varían con la
presión. El punto de unión entre las líneas verde, azul y roja es el punto triple. La línea
con puntos muestra el comportamiento anómalo del agua.
2.2.1.8 Diagrama de Mollier (H-S)
El diagrama PH, o diagrama de Mollier para presión entalpía, es la representación
gráfica en una carta semilogarítmica en el plano Presión/entalpía de los estados
posibles de un compuesto químico -especialmente para los gases refrigerantes- y es en
ella donde se trazan y suelen estudiar los distintos sistemas frigoríficos de refrigeración
por compresión. Básicamente el diagrama está compuesto por dos ejes principales y
tres zonas delimitadas por una curva de saturación como se muestra en la figura 4.
Figura 4. Diagrama P-H o diagrama presión/entalpia. Fuente: Paredes (2010)
39
- En el eje de las ordenadas se registra el valor de Presión, eje graduado en escala
logarítmica.
- En el eje de las abscisas se registra el valor de entalpía en unidad de masa en [KJ/Kg]
o [Kcal/kg].
A su vez se definen seis tipos de trazas a través de las cuales se describen los ciclos de
refrigeración y los estados de agregación de la materia.
� Isobaras: Rectas paralelas que coinciden iguales valores de presión. Estas son
perpendiculares al eje de las ordenadas.
� Isoentálpicas: Rectas paralelas que coinciden iguales valores de entalpía en
masa. Estas son perpendiculares al eje de las abscisas.
� Isotermas: que en la zona de líquido su enfriado son paralelas a la ordenada y
dentro de la campara de mezcla son paralelas a la abscisa, y en la zona de
vapor sobrecalentado descienden en forma curva. Estas trazas –“paralelas” entre
sí- coinciden los valores de igual temperatura del sistema, y en las tablas PH en
el SI está expresado en grados Celsius.
� Isocoras: Son las curvas que coinciden los puntos con igual volumen específico y
también son paralelas entre sí para distintos valores. En el SI está expresado en
[m³/kg]. Se desarrollan en la izquierda de la zona de mezcla líquido-vapor y se
extiende hacia la derecha hasta la de vapor sobrecalentado hasta el final del
diagrama
� Isoentrópicas: Son las curvas que coinciden los valores de igual entropía en el
sistema. En el SI se miden en [KJ/kg K] o [KJ/kg°C]. Paralelas entre sí y de una
elevada pendiente.
� Curvas de "calidad de vapor" que indican el porcentaje en masa de vapor
contenido en la mezcla líquido-vapor. Estas curvas, existentes sólo dentro de la
campana de mezcla.
2.2.2 Proceso de Compresión del Gas Natural.
Antes de utilizar el gas natural u otros gases es necesario someterlos a un proceso de
compresión a fin de elevarles su nivel energético. Para realizar este proceso se utilizan
40
compresores, los cuales son máquinas construidas que tienen como finalidad comprimir
fluidos en estado gaseoso a determinadas presiones.
El aumento de energía del gas se logra mediante el trabajo que se ejerce sobre el fluido
en un compresor. Este incremento se manifiesta por aumento de presión y en la
mayoría de los casos por aumentos de temperatura. La compresión del gas natural se
puede representar por un proceso termodinámico. Inicialmente, el gas se encuentra en
un nivel inferior de presión en cantidades prefijadas. Luego se comprime y
posteriormente se descarga a los niveles de presión superiores requeridos. Este
proceso se repite de manera continua o permanente.
2.2.2.1 Etapa de compresión de gas.
Las presiones creadas por los compresores que funcionan en los esquemas
tecnológicos industriales son bastantes altas. Sin embargo, es muy difícil obtener una
alta presión en una sola etapa de compresión para lograrlo, necesariamente hay que
enfriar el gas lo más intenso posible en el proceso de compresión, y luego, efectuar la
compresión en las etapas sucesivamente unidas, realizando el descenso de la
temperatura del gas en los interenfriadores conectados en el flujo entre las etapas, ver
figura 5.
Figura 5. Diagrama Básico de una Etapa de Compresión. Fuente: PDVSA (2011)
2.2.3 Tipos de Compresores
La industria dispone de una gran variedad de compresores, los cuales se dividen
de acuerdo a su principio de operación en:
41
2.2.3.1 Compresores Centrífugos
En un compresor centrífugo se produce la presión al aumentar la velocidad del
gas que pasa por el impulsor y luego al recuperarla en forma controlada para producir el
flujo y presión deseada. Estos compresores suelen ser unitarios, salvo que el flujo sea
muy grande o que las necesidades del proceso exijan otra cosa, ver figura 6.
Figura 6. Impulsores de un Compresor Centrífugo. Fuente: PDVSA (2013)
2.2.3.2 Compresor Axial
El aire en un compresor axial, fluye en la dirección del eje del compresor acoplado al
eje por medio de un disco y una serie de álabes fijos o álabes del estator acoplados a la
carcasa del compresor y concéntrico al eje de rotación. Cada conjunto de álabes
móviles y álabes fijos forman una etapa del compresor, ver figura 7.
El aire es tomado por el conjunto de álabes móviles e impulsado hacia atrás en sentido
axial y entregado al conjunto de álabes fijos con una mayor velocidad. Los álabes fijos o
álabes del estator actúan como difusor en cada etapa, transformando la energía
cinética del aire en energía potencial en forma de presión y a su vez, dan al flujo el
ángulo adecuado para entrar en los álabes móviles de la siguiente etapa
Cada etapa de un compresor axial produce un pequeño incremento en la presión del
aire, valores que rara vez superan relaciones de Un mayor incremento de presión en un
compresor axial se logra instalando varias etapas, presentándose una reducción en la
sección transversal a medida que el aire es comprimido.
42
Figura 7. Alabes de un Compresor Axial.
Fuente: PDVSA (2013)
2.2.3.3 Compresores de Desplazamiento Positivo
Son de capacidad constante y tienes descarga de presiones variables. La
capacidad se cambia por la velocidad o con el descargador de la válvula de succión.
Además, solo hay una pequeña variación en el flujo en una amplia gama de presiones,
ver figura 8. Dentro de este tipo de compresores se tienen los Reciprocantes y de
tornillo.
Figura 8. Diagrama de un Compresor de Desplazamiento Positivo.
Fuente: PDVSA (2011)
43
2.2.3.4 Compresores Reciprocantes
Los compresores Reciprocantes funcionan con el principio adiabático mediante el cual
se introduce el gas en el cilindro por las válvulas de entrada, se retiene y comprime el
cilindro y sale por las válvulas de descarga, en contra de la presión de descarga. Estos
compresores rara vez se emplean como unidades individuales, salvo que el proceso
requiera funcionamiento intermitente, ver figura 9.
Figura 9. Pistones de un Compresor Reciprocantes. Fuente: COOPER-BRESSEMER (2008).
2.2.2.5 Compresores de Tornillo
Lo que esencialmente constituye el compresor de tornillo, es un par de rotores
que tienen lóbulos helicoidales de engranaje constante. Los rotores van montados en
un cárter de hierro fundido provisto de una admisión para gas en un extremo y una
salida en el otro. Según giran los rotores, los espacios que hay entre los lóbulos van
siendo ofrecidos al orificio de admisión y el incremento de volumen experimentado
provoca un descenso de presión, con lo que dichos espacios empiezan a llenarse de
gas.
Al mismo tiempo se inyecta aceite sometido a presión neumática en el gas
entrante; no hay bomba de aceite. Cuando los espacios interlobulares están
completamente cargados de gas, la rotación, que prosigue, cierra el orificio de admisión
y comienza la compresión. El volumen de gas que hay entre los rotores en engrane
continuo sufre aún mayor reducción. Cuando se alcanza la presión final a que se
44
somete el gas, el espacio interlobular queda conectado con el orificio de salida, ver
figura 10.
Figura 10. Esquema de un Compresor Tipo Tornillo.
Fuente: PDVSA (2013)
2.2.4 Planta compresora Complejo CEUTAGAS
La planta de compresión CEUTAGAS tiene como objetivo comprimir 330 MMPCND de
gas natural desde 45 PSIG hasta 1800 PSIG, el cual es utilizado para la extracción de
petróleo mediante la técnica de levantamiento artificial por gas lift (L.A.G.) en el bloque
VII del lago de Maracaibo, la producción asociada es de 92.Mbarriles diarios de crudo
liviano. La planta consta de cuatro módulos para su instalación sobre fundaciones de
concreto en el área del lago de Maracaibo, ver figura 11. Los módulos componentes de
esta planta son:
� Módulos de compresión (C-1, C-2, C-3 y C-4)
� Módulo común de entrada (Tuberías de succión /descarga y gas de arranque)
� Módulo central de control (Incluye Taller, oficinas, helipuerto y un área de
servicios para los suministros)
� Módulo auxiliar o de venteo (Tambor y chimenea de venteo)
45
Figura 11. Vista Aérea del Complejo Compresor CEUTAGAS. Fuente: LOPEZ (2013)
2.2.4.1 Descripción de los Módulos de Compresión del Compl ejo CEUTAGAS
Módulos de compresión: Son de funcionamiento independiente y paralelo, la fuerza
motriz de estos módulos son proporcionados por generadores de gas que están
acopladas a una turbina de potencia. Los módulos de compresión C-1 y C-2 cuentan
con un generador de gas, marca “General Electric” tipo LM-2500 de 33700 Hp ISO de
capacidad, el cual se encuentra acoplada a una turbina de potencia marca “Dresser”
modelo D1-2706 de 25.340 Hp.
En los casos de los módulos de compresión C-3 y C-4, la fuerza motriz es suministrada
por un generador de gas marca “Rolls Royce”, modelo RB-211 de 34.000 Hp acoplada
a su turbina de potencia “Dresser Rand” modelo DJ-270 de 29.000 Hp, de ambos
casos, el generador se conecta a un tren de compresión de tres etapas consistentes en
dos compresores “Dresser Rand” modelo 4M10 y 362B; este último del tipo (Back to
Back) a través de una caja de engranajes marca Lufkin modelo MF5707C de relación
de velocidad de 2.49 para módulo C-1 y C-2, para los módulos C-3 y C-4, MF1707C de
relación de velocidad a 2.56.
46
Módulo de entrada: Es donde se recibe el gas procedente de los campos de
estaciones de flujo, y luego se realiza la respectiva separación de componentes
líquidos, el gas separado es enviado a los módulos de compresión mientras que los
líquidos son recolectados por el sistema de condensado para ser enviado a los
múltiples y posteriormente a las estaciones de flujo, Este módulo está formado por:
• Tuberías de succión de gas y descarga de alta presión.
• Un recipiente separador de líquidos
• Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque.
Módulo de control : Este módulo consta básicamente de las siguientes instalaciones:
• Sistema centralizado de control, el cual consta de un sistema computarizado
para la adquisición y manejo de los datos e información
• Sistema eléctrico de emergencia. Constituido por un generador de 600 KW de
potencia con sus respectivos accesorios de potencia.
• Áreas de servicio (taller, salas sanitarias, oficinas, etc.).
• Servicios auxiliares tales como sistema contra incendios, aire de servicio e
instrumentos, aceite, etc.
• Helipuerto.
Módulo de venteo: Está formado por un recipiente separador de líquidos con su
respectivo recipiente de bombeo y chimenea de alivio.
2.2.4.2 Descripción del proceso de compresión de la planta Ceutagas
Para cumplir con sus objetivos, la planta compresora Ceuta gas realiza las siguientes
funciones; recolectar el gas que proviene de las estaciones de flujo, comprimir el gas
recolectado, aumentando su presión hasta 1800 Psig, distribuir el volumen de gas
comprimido a los sistemas de reinyección y recuperación de crudo y a los usos
industriales, ver figura 12.
El gas llega a la planta por medio de tuberías lacustres, este gas proveniente de las
estaciones de flujo se recolecta con un sistema de baja presión. Las líneas de entrada
están conectadas a múltiples, y de allí al separador planta común de entrada (V-12)
47
para extraer el agua y el crudo que viene junto con el gas desde las estaciones de flujo.
Los líquidos recolectados se estabilizan y se separan. El crudo y el agua vuelven a la
estación de flujo.
Figura 12. Pantalla IHM del Proceso de Compresión de la Planta CEUTAGAS. Fuente: PDVSA (2013)
La planta compresora Ceuta gas recibe el gas a través de seis líneas, dos de las cuales
entra por el lado norte proveniente del múltiple PE-2-4 (24”) y estaciones EF-5-7 (16”) y
cuatro por el lado oeste provenientes de las estaciones de flujo EF-4-7 (2 de 12”), EF-3-
7 (24”) y EF-1-7 (24”). Todas las líneas están equipadas con válvulas de tapón
motorizadas eléctricamente y operadas por a través de botones desde el cuarto de
control; además, existen señalización de la posición de cada válvula por medio de luces
indicadoras en el tablero del cuarto de control.
Las líneas de entrada del lado oeste están conectadas a un múltiple de 30” de diámetro,
ubicada en la planta Ceutagas-1 y desde allí se conecta con el múltiple de succión de
Ceutagas-3 junto con las líneas provenientes del lago norte. Las tuberías desde el
múltiple entran a un separador común de entrada V-12, este separador es del tipo
48
horizontal y está ubicada en el módulo de admisión. Este separador tiene como función
separar crudo, agua y condensado que podría venir asociado con el gas de las
estaciones de flujo. El líquido separado es enviado al recipiente recolector de
condensado (V-14), ubicada en la parte inferior del separador (V-12).
El gas separado sale por el tope del separador V-12, la línea se bifurca para alimentar
en una dirección, a los módulos C1 y C2, y en otra dirección a los módulos C3 y C4 a
través de una línea de 36” de diámetro que transporta hasta los módulos de
compresión. Tomando como ejemplo a un módulo (cada uno de ellos están compuestos
por equipos similares) procederemos a describir el sistema del proceso de compresión.
Como se dijo anteriormente la planta está dividida en cuatro módulos de compresión, y
cada módulo comprende a su vez tres unidades de compresión y todos sus equipos
auxiliares complementarios.
El gas saliendo del V-12, pasa al depurador de succión, de primera etapa de
compresión (V-100) (proceso igual para los cuatro módulos), a una presión entre 40 y
50PSIG y una temperatura de 90°F, aquí es separado los posibles líquidos que fue
arrastrado por el gas para que el gas entre en la primera etapa de compresión (C-1),
siendo comprimido hasta un presión de 288 Lpcm, a una temperatura de 401°F. El gas
comprimido por el (C-1) es descargado a un enfriador por aire (E-1) con el fin de bajarle
la temperatura hasta 115°, luego pasa al depurador de succión de segunda etapa (V-
200), done al enfriar el gas se produce condensado que son separados por el
depurador V-200
Del (V-200) el gas es succionado por el compresor de segunda etapa C-2 para elevar la
presión hasta 880 Lpcm y una temperatura de 242°F. La descarga de esta etapa es
enfriada por el enfriador por aire E-2 hasta 115°F donde se produce nuevamente líquido
que son separados en un tercer depurador V-300. Este proceso se repite en el tercero y
última etapa de compresión, el gas es comprimido de 880 Lpcm hasta 1800 Lpcm y
236°F de temperatura, siendo esta la presión de descarga final del módulo. Como el
gas al ser comprimido aumenta su temperatura considerablemente, el enfriador E-3
disminuye su temperatura hasta 115°F, cundo esto ocurre se genera líquidos,
produciendo condensados que son separados en depurador V-400.
49
Estos condensados en los módulos de compresión serán descargados al sistema
general de recuperación de condensado en forma de cascada. Es decir, las líneas de
descarga de condensado bajo control de nivel en cada depurador de alta presión V-400
situados a la descarga de la tercera etapa de compresión, hasta el depurador de bajo
presión V-100 situado en la succión de la primera etapa, donde bajo control de nivel es
descargado al cabezal de recolección de condensado V-18 y de allí al V-14. El gas
comprimido en los módulos es descargado a un cabezal común, a una presión de 1800
PSIG, finalmente el gas de alta presión es distribuido a los siguientes:
• Gas combustible hacia la planta eléctrica de san Lorenzo
• Gas combustible hacia la planta de inyección de agua
• Gas hacia el sistema de acondicionamiento Gas de arranque/ combustible
común de los módulos de compresión C1, C2, C3 y C4.
• Gas a los pozos como gas de inyección a los yacimientos en los procesos de
recuperación secundaria. La inyección de gas se utiliza con el fin de mantener la
presión en los yacimientos y conservar el gas.
2.2.4.3 Equipos que Integran el Tren de Compresión de la p lanta Complejo
CEUTAGAS.
El tren de compresión de los módulos de la planta compresora CEUTAGAS está
integrado por un Generador de Gas, una Turbina de Potencia, una Caja de Engranajes
y un Compresor de Baja Presión y otro de Alta Presión, ver figura 13.
Figura 13. Esquemático del Tren de Compresión de la Planta Compresora Fuente: PDVSA (2013)
50
Turbina de arranque o Motor de arranque (Arrancador Mecánico)
La fuerza para el arranque se suple con una turbina de arranque movida por gas.
Gas seco a 600 Psig se expande a través del rotor de la turbina de arranque hasta 5
PSIG aproximadamente, moviendo la turbina. Se enciende el motor de arranque de la
turbina el sistema debe acelerarse hasta una velocidad cercana a la que la turbina
pueda mantener por sí sola.
Cabe destacar que el motor de arranque deberá suministrar un par capaz de
arrastrar a la turbina y al compresor, en el caso que la turbina sea de eje simple. En el
caso que el compresor y la turbina de gas no compartan eje el par será menor ya que
solo se hace rotar el compresor.
Los motores de arranque suelen tener como mínimo dos velocidades; baja velocidad
para purga y enfriamiento y alta velocidad para arranque del equipo. En el cual el
arranque mediante motores neumáticos, son motores que utilizan aire o gas que
engrana con la turbina mediante un embrague. El embrague desengrana
inmediatamente después que la velocidad de giro de la turbina sea mayor que la del
motor de arranque, cuando el par revoca, cuando se da esta situación la alimentación
de aire o gas del motor neumático se cierra. Fuente: Pérez y Steinkopf (2004)
Generadores de gas
Los generadores de gas son máquinas de aceleración de fluidos que generan
fuerzas motrices en forma de energía mecánica rotativa, a partir de la energía contenida
en una corriente de gas. El principio en que se basa una turbina a gas consiste en
hacer reaccionar una mezcla de gas combustible y aire para aprovechar la energía
química contenida en el gas para convertirla en energía térmica, y esta a su vez en
fuerza mecánica, y mover el compresor de gas, el cual tiene como función comprimir el
gas del proceso de una baja a una alta presión.
En la planta CEUTAGAS se cuentan con dos Generadores de Gas General Electric
Modelo LM 2500 los cuales generan una potencia de 33700HP y en segundo lugar se
cuentan con dos Generadores de Gas Rolls Royce Modelo RB211 los cuales generan
una potencia de 35000 HP.
51
Turbina de potencia
El elemento básico final de una turbina a gas es la turbina, cuya función es convertir
la energía de los gases de combustión en energía mecánica. La cantidad de energía
convertida es una medida de la eficiencia del componente. Al igual que en los
compresores, las turbinas se pueden agrupar en dos tipos: las de flujo radial o turbina
de baja presión y las de flujo axial o turbina de alta presión. La turbina de flujo radial se
aplica a bajas masas de flujo y relaciones de presión hasta 3:1
El gas fluye radialmente hacia dentro perdiendo momento, donde se reduce a un
más la velocidad tangencial. El trabajo de la turbina se obtiene del cambio de la
velocidad tangencial a través del rotor. Los gases provenientes de la cámara de
combustión con un alto grado de energía calórica, chocan con los alabes y hace girar la
turbina produciendo la potencia necesaria para mover el compresor de aire (sección de
alta presión) y la maquina acoplada a ella (sección de baja presión). La turbina de alta
presión se conecta en el mismo eje del compresor axial y es la que suministra la
potencia a dicho compresor.
La turbina de alta, succiona dos tercios de la energía disponible en los gases
calientes, por lo que posee más etapas que la de baja presión, manejando esta última
el tercio restante de la energía suministrada. La turbina de baja presión se denomina
turbina de potencia o de carga, por ser este el componente que realmente maneja la
carga en un turbocompresor. La turbina se conecta con un ducto flexible (difusor) que
traslada los gases calientes de la descarga de la turbina de alta a la succión de la
turbina de baja.
Compresor de gas
La planta compresora CEUTAGAS utiliza compresores centrífugo o de flujo
continuo. Se basa en comprimir gas entre ciertos límites de presión, esta compresión se
realiza mediante el impulsor cuyas paletas imparten energía al fluido aumentando su
energía cinética y presión estática. El gas entra al impulsor por la parte central (ojo del
impulsor), en dirección axial. La dirección del gas cambia a radial, acelerándose en la
periferia del impulsor debido al giro de este. Posteriormente pasa al difusor y a la
descarga del proceso si se trata de un compresor de una sola etapa.
52
Los compresores centrífugos pueden manejar grandes volúmenes de gas, a
diferencia de los compresores Reciprocantes. Estos compresores contienen un sistema
de control de recirculación el cual tiene como objeto evitar que los compresores entre
en surge u ondeo, que es un fenómeno típico de los compresores centrífugos
caracterizado por la operación cíclica e inestable del compresor, ratas de flujo inferiores
a los límites establecidos para su funcionamiento efectivo.
En la planta compresora CEUTAGAS existen ocho compresores de gas, cada uno de
los compresores de gas, es un compresor centrífugo de etapas múltiples, y movido por
una turbina de gas por medio de un acoplamiento. El gas se comprime desde 45 hasta
1800 PSIG aproximadamente, en cada módulo de compresión.
2.2.4.4 Equipos adicionales que integran el proceso de com presión.
Enfriamiento con intercambiador de calor tipo (FIN- FAN)
En la planta CEUTAGAS el enfriamiento se realiza a través de una serie de enfriadores
tipo FIN-FAN. Por otra parte los enfriadores atmosféricos son estructuras metálicas
rectangulares con tubos transversales expuestos a la atmosfera, que permiten enfriar
los gases de descarga del proceso por medio de agua. El intercambiador de calor tipo
(FIN - FAN), es una estructura metálica articulada aun ventilador (Fin-Fan) instalado en
cada una de las descargas de cada compresor del proceso de compresión, ver figura
14.
Figura 14. Enfriador FIN-FAN Tiro Forzado Fuente: PDVSA (2013)
53
Estos equipos están compuestos de una unidad de flujo cruzado con ventilador
alineado a la superficie plana del intercambiador con la finalidad de hacer circular aire a
través de la tubería aletada y enfriar el fluido que corre por dentro de los tubos. Por lo
cual recibe el gas de la descarga de cada etapa de compresión para enfriarlo y
mantenerlo a una temperatura aproximada a 115ºF a efecto de evitar daños en los
compresores de la etapa siguiente por efecto de elevadas temperaturas. Los
enfriadores del aceite lubricante y sello también son del mismo tipo.
Al comprimir el gas este se calienta, el calor debido a la compresión debe ser removido
antes de que el gas entre a la siguiente etapa y sea comprimido nuevamente. Con esta
remoción de calor se evitan temperaturas peligrosamente altas entrando a las etapas
de compresión, protegiendo, de esta manera, la vida de los compresores.
Depuradores
Se realiza a través de separadores, que tienen como finalidad separar el vapor de agua
(hidratos) y algunas fracciones de gasolina (hidrocarburos pesados) del gas, evitando
de esta manera que llegue líquido a los impulsores del compresor siguiente:
Figura 15 . Esquema de un Separador Bifásico. Fuente: PDVSA (2013)
Este proceso se repite de igual manera hasta la descarga de la tercera etapa de
compresión, donde el gas es inyectado a una presión de 1800 Psig aproximadamente
hacia los pozos. Los depuradores son de estructura metálicas de forma elípticas en
54
posición vertical u horizontal, que por medio de placas de choque y extractores de
neblina retienen el líquido presente en la corriente de gas después de su condensación,
ver figura 15.
2.2.4.5 Sistemas auxiliares de la planta Complejo CEUTAGAS
La planta compresora Ceuta gas posee un conjunto de sistemas auxiliares encargados
de suministrar o proveer los recursos necesarios a dicha planta y a los equipos
instalados ella, con el fin de garantizar un buen funcionamiento de los distintos
procesos que se llevan a cabo en la planta mencionada. Estos sistemas auxiliares
comunes son:
� Sistema de aceite de sello. Sellos internos, están instalados al lado de cada
cojinete, estos sellos están diseñados para prevenir la entrada de gas a las cámaras de
cojinetes. El sistema evita la fuga de gas de los compuestos hacia la atmosfera, y se
conforma por un sistema de baja y uno de alta presión.
� Sistema de aceite hidráulico. Se necesita aceite hidráulico para accionar todo el
conjunto de válvulas de control principales de todas las operaciones. Todo el conjunto
de válvulas del sistema de gas mayor se opera hidráulicamente.
� Sistema de aceite lubricantes. La principal función es alimentar de aceite a los
cojinetes de los compresores, turbina de potencia, sus acoplamientos, y la caja de
engranajes. Para mantenerlas lubricadas, es decir evitar la fricción entre los metales
con una delgada película, como también controlar la temperatura.
� Sistema de gas combustible. Se encarga de proveer el gas que se necesita en la
cámara de combustión para mezclarse con el oxígeno del aire suministrado por el
compresor axial, a fin de que se produzca la combustión necesaria para aumentar la
temperatura de dicho aire, e incrementar así la cantidad de energía almacenada. Está
provisto de instrumentos (neumáticos o electrónicos) que realizan el control de
regulación del gas combustible, controlando o regulando la presión del mismo.
2.2.5 Gas Combustible
55
Un gas combustible es un gas que se utiliza como combustible para producir energía
térmica mediante un proceso de combustión que se lleva en las cámaras de combustión
o en espacios destinados para tal fin.
2.2.5.1 Acondicionamiento de Gas Combustible
Los procesos de acondicionamiento de gas realizan un tratamiento del gas, de modo de
permitir su utilización como combustible en motores, turbinas, quemadores y calderas.
Los procesos abarcan desde ajuste del punto de rocío o de detonancia hasta sistemas
de regulación de presión y calentamiento. A diferencia de una planta modular de
acondicionamiento de gas, estos paquetes son para bajas capacidades y permiten
alojar todos los equipos en un único skid, ver figura 16.
Figura 16 . Diseño de un Skid de Acondicionamiento de Gas Combustible. Fuente: PDVSA (2013)
2.2.5.2 Proceso del Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y
arranque para los generadores de gas.
El proceso de sistema de gas de combustible y arranque tiene como objetivo principal el
acondicionamiento del gas para el suministro necesario para el arranque del generador
de gas. Este a su vez esta acoplado a la turbina de gas de alta presión, la cual es el
motor principal de los módulos de compresión. Una vez cumplido el proceso de
arranque, el sistema alimentara el modulo con gas combustible, ver figura 17.
56
Es importante aclarar que a pesar de utilizar el término “gas de arranque” para el gas
aquí tratado, el mismo es utilizado tanto para accionar la turbina de arranque de los
módulos como alimentar la cámara de combustión de las turbinas hasta el momento
que el modulo empieza a descargar gas en condiciones adecuadas para
autoalimentarse de gas combustible.
El sistema de gas de combustible y arranque recibe gas a través de tres opciones de
línea, las cuales son descargas de la planta Unigas, Ceuta gas I, y Lagoven. Para el
periodo de arranque de un módulo de compresión, se utiliza gas de alta presión
proveniente de Unigas o Cabezal de descarga de la planta vía Ceuta gas I
aproximadamente a una presión de 1300 PSIG y 90°F. Queda como opción extra el uso
de gas de Lagoven a 500 Psig (en este caso el gas suministrado es seco y no necesita
procesamiento alguno para ser utilizado).
De aquí el gas es transportado por una tubería de 4” de diámetro, el gas se expande
mediante la válvula PCV-103/2 hasta 900 Psig cayendo su temperatura
aproximadamente hasta 71ºF, el intercambio de calor con el ambiente eleva su
temperatura hasta 74ºF, nuevamente mediante la válvula PCV-103 el gas se expande a
una presión de 540 Psig disminuyendo su temperatura a 52ºF, luego el flujo entra a un
separador (V-15), este separador es de tipo vertical, el cual tiene la función de separar
los líquidos que pudieran venir asociados con el gas resultantes del proceso de
expansión-enfriamiento experimentado por el gas. El condensado separado es enviado
bajo control de nivel al (V-18) y de allí al recolector (V-14).
El gas separado sale por el tope del depurador V-15 a través de una línea de 4” de
diámetro en condiciones de saturación, el cual es transportado hasta el intercambiador
de calor (E-7) y el calentador eléctrico (E-1). A fin de llevarlo el gas a las condiciones
exigidas por los fabricantes de los generadores de gas debe ser sobrecalentado para lo
cual se tiene dos opciones:
El gas entra en el intercambiador E-7 y se calienta hasta 88ºF, el flujo que circula por el
otro lado del intercambiador de calor es gas tomado del cabezal de descarga de la
planta, el cual se encuentra a unas condiciones promedio de 1800 Psig y 120ºF; este
gas sufre un enfriamiento producto del intercambio de calor en el equipo y es
descargado hacia el cabezal de 1300 PSIG. En el caso de que ninguno de los módulos
57
de la planta esté en operación, no se cuenta con gas en el cabezal de descarga, un
calentador eléctrico sobrecalienta el gas hasta 88ºF.
Figura 17 . Esquema del Proceso del Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque para los generadores de gas
Fuente: LOPEZ (2013)
El sistema cuenta con una recirculación que descarga el gas del cabezal de gas de
arranque hacia el cabezal de succión de la planta. Esto cumple dos finalidades,
proporcionar un barrido del cabezal a fin de arrastrar cualquier acumulación de líquido
presente en el mismo, y permite un flujo de gas a través del calentador eléctrico hasta
que el gas alcance el valor deseado de temperatura para alimentar los módulos, para
finalmente dirigirse a la cámara de combustión de los generadores de gas.
El gas combustible de arranque suministrado desde la planta Ceuta gas-1 debe ser
establecido en la conexión GA8 a 14000 Lb/hr (6350Kg/hr) a 400 Lpcm de 65°F a
150°F. El gas combustible debe ser limpio (cinco micrones de filtración) y seco. El
suministro de presión debe ser estable Existe una válvula de seguridad des pues del
filtro de gas y ajustada a 600 Lpcm máximo para evitar exceso de presión en el sistema
2.2.6 Generadores de gas
58
Es un motor térmico rotativo de flujo continuo que se caracteriza por presentar una baja
relación peso potencia y una velocidad de giro muy elevada. La elevada velocidad de
giro que en función al tamaño puede llegar a alcázar valores de hasta 40000
revoluciones por minuto, orientada su utilización a una unidad de generación de gases
con elevada entalpia que puede utilizarse para propulsión o reacción ser la encargada
de accionar un turbina potencia acoplada a un eje, en la que puede acoplarse cualquier
tipo de carga, ver figura 18.
Figura 18 . Partes de un Generador de Gas.
Fuente: PDVSA (2013)
Los componentes principales de un generador de gas o turbinas a gas son los
siguientes:
� Compresor (de una o varias etapas),
� Cámara de combustión ,
� Turbina (de una o varias etapas)
El principio de funcionamiento del generador de gas se basa en que el aire atmosférico
aspirado se comprime en el compresor y se introduce en la cámara de combustión,
donde se mezcla con el combustible, previamente comprimido también, produciéndose
la combustión. Los gases calientes resultantes de la combustión se hacen circular a
través de una o varias etapas turbinas, expandiéndose y produciendo un movimiento
rotativo en un eje de donde se extrae la potencia necesaria para mover el compresor de
aire y el alternador.
2.2.6.1 El ciclo básico ideal de los generadores de gas
59
Antes de empezar con la descripción del ciclo básico de los generadores de gas
conviene representar la disposición habitual del motor. Un esquema de instalación se
puede observar en la figura 19, donde se muestran los tres elementos básicos de este
motor térmico.
Figura 19 . Ciclo Básico Ideal de un Generador de Gas. Fuente: PDVSA (2013)
Todo motor de este tipo debe disponer de los tres primeros elementos en el esquema
anterior, es decir:
� Un compresor: es el encargado de comprimir el aire previamente al aporte de
calor.
� Una cámara de combustión: Su función es aportar energía térmica mediante la
combustión.
� Elemento turbina de gas: Es la máquina térmica motora elemental, que gracias a
la expansión de los gases, produce trabajo. Dicho trabajo se utiliza en mover el
compresor y en producir energía. La energía producida puede ser energía
mecánica que se suministra a través del eje, o bien de energía térmica para su
posterior utilización.
Existen otras disposiciones constructivas, como puede ser el uso de más de una turbina
o más de un compresor. A su vez estos podrán ir sustituidos en un solo eje a sobre
varios ejes. El ciclo básico ideal de los generadores de gas es el ciclo Brayton, un
esquema del mismo se puede ver en la figura 20.
60
Figura 20 . Ciclo Básico Ideal de un Generador de Gas. Fuente: PDVSA (2013)
El proceso está formado por la sucesión de cuatro procesos ideales:
� Compresión isotópica entre los punto 1 y 2. Este proceso se realiza en una
compresión supuestamente ideal.
� Aporte del calor. El aporte del calor se produce en una cámara de combustión y
se trata, salvo perdidas, se u proceso a presión constante. En el diagrama queda
indicado por las líneas de presión entre el punto 2s y 3.
� Expansión isentrópica. Esta expansión ideal se realizará en una turbina de gas
elemento constitutivo del motor, Esta expansión se produce entre los puntos 3 y
4s.
� Cesión de calor. Al ser un ciclo abierto la sección de calor se realiza con la
expulsión de los gases a la salida de la expansión de la turbina. El punto 4s y el
punto 1 se encuentran a presión ambiente si se tratan de un ciclo abierto
atmosférico ideal.
En el ciclo ideal de ha considerado que tenemos el mismo fluido circulando por dentro
el motor. Esto no es cierto pues, durante el aporte de calor, se produce la combustión
del aire y el combustible, obteniendo productos quemados, normalmente CO2 y H2O de
61
todas maneras, en primera aproximación, se puede calcular el ciclo de Brayton como si
tuviésemos únicamente aire circulando por el interior del mismo.
2.2.6.2 Ventajas de los Generador de Gas.
Los generadores de gas presentan las siguientes ventajas:
� Adaptación de la aviación para el uso industrial
� Diseño compacto, liviano permitiendo ser ensamblada en fabrica y minimizar los
tiempos de puesta en marcha.
� aleaciones delgadas, caras y livianas para la carcaza.
� Rápida variación de carga y toleran numerosos arranques/paradas (baja
capacidad térmica)
� Baja flexibilidad para utilizar distintos combustibles (diseño compacto de la
cámara de combustión)
� Rápida aceleración (bajo momento de inercia).
� Relaciones de compresión 15:1
2.2.6.3 Principales Fabricantes De Generadores De Gas
Los principales fabricantes de generadores de gas son las siguientes compañías:
� General Electric Power Systems.
� Pratt & Whitney (United Technologies).
� Rolls-Royce.
� Siemens.
� IHI Corporation (Ishikawajima-Harima Heavy Industri es Co., Ltd).
� Kawasaki Gas Turbines-Americas.
� Solar Turbines (a Caterpillar Company).
� Vericor Power Systems.
Hay otros muchos fabricantes de generadores de gas, y en general, los fabricantes de
turbo maquinaria industrial de gran tamaño suelen ser los mismos que los de turbinas
de gas, o empresas dependientas de ellas.
62
2.2.6.4 Partes de los generadores de gas
Se pueden distinguir varios tipos de generadores de gas entre ellas se tiene; las
convencionales (industriales) y las Aero derivativas. Ambas constan de tres
componentes principales; un compresor de aire axial, cámara de combustión, turbina y
turbina de potencia, y generalmente se da el nombre de generador de gas.
� Compresor
El compresor constituye el elemento mediante el cual se aumenta la presión del fluido
de trabajo. En generadores de gas únicamente se utilizan los compresores dinámicos
que nos permiten utilizar grandes gastos másico a un que con relación de compresión
muy bajas. Los compresores axiales tienen mayor rendimiento, pero por lo contrario la
relación de compresión es menor que en los compresores centrífugos. El rendimiento
isotrópico ha sido incrementado en los años 90 hasta alcanzar valores máximos
cercanos a los 90%. Es importante señalar que el trabajo consumido por los
compresores del generador representa aproximadamente entre el 50 y el 60% de la
potencia generada en el generador, de ahí la importancia de incrementar el rendimiento
interno de los mismos.
� Compresor de aire axial
Debido a que está sobre el mismo eje del compresor y de la turbina, las características
de control son muy buenas. Si se requiere operación a velocidad reducida, la reducción
en la velocidad del compresor resulta en una baja relación de compresión del ciclo y
una consecuente reducción en la potencia de salida.
Los requerimientos de la relación de compresión y de la masa de flujo pueden ser
combinarse en el concepto de velocidad específica. Para velocidades especificas bajas,
un compresor de desplazamiento positivo es el que da la mayor eficiencia. Para
velocidades especificas medianas y altas los más apropiados son los centrífugos como
los de flujo axial respectivamente. Generalmente las turbinas de alta potencia (sobre
707,26Btu/s) utilizan compresores axiales de múltiples etapas, mientras que las turbinas
más pequeñas usan compresores de tipo centrifugo. Un compresor de flujo axial,
consiste en un numero de hileras de alabes rotativos más alabes estacionarios.
63
Un par de hileras de alabes rotativos y estacionarios forman una etapa, y un número de
etapas se arregla en serie para formar el compresor completo. Los alabes rotativos se
impulsan se impulsan con la turbina y se aumenta la velocidad tangencial absoluta del
aire. Debido a que se reduce la velocidad relativa en los alabes del rotor, la presión
estática aumenta. En la descarga del rotor, el aire entra a una hilera de alabes estáticos
donde la velocidad absoluta del aire se reduce, y así ocurre otro aumento de la presión
estática. Cada uno de los compresores de aire de flujo axial y compresores de gas pasa
a través de una velocidad critica durante los arranques y paros. La velocidad critica es
la velocidad en la cual el compresor tiene la mayor tendencia a caer dentro del oleaje o
surge (interrupción de flujo a través del compresor el cual crea una condición de
operación inestable).
De acuerdo a esto, y para permitir que el compresor de aire pase a través del rango de
velocidad critica. Los compresores axiales desarrollan una relación de compresión de
1.2-1.4 por etapa, requiriendo el uso de varias de ellas. El compresor de flujo axial
convierte la energía cinética del aire en aumento de presión, en este compresor se
comprime aire desde presión atmosférica (14.7psig) hasta la presión deseada para la
reacción de combustión (aproximadamente 75 Psig) en el caso de las turbinas
industriales.
Del aire comprimido solo cerca el 20% en masa, se requiere para la combustión, el
resto se usa para enfriar la cámara de combustión y reducir la temperatura de los gases
en la entrada de la primera etapa de la turbina. La temperatura de entrada a la turbina
está limitada por la capacidad de los materiales para soportar altas temperaturas
durante periodos largos.
� Cámara de combustión
Es el lugar donde se inyecta combustible, se mezcla con el aire comburente procedente
del compresor y se provoca la combustión. Este proceso es continuo y se realiza en
condiciones de presión y temperaturas elevadas. El diseño de la misma debe garantizar
la estabilidad de la llama, un encendido eficaz y una operación segura a diferentes
regímenes de funcionamiento.
64
La zona primaria en la que se permite la entrada de aire (aire primario) en una cantidad
suficiente para producir una combustión completa. Para ello se crean regiones ricas en
las que además se producen recirculaciones para mantener la llama estable. La
introducción del combustible se realiza a través de unos inyectores que permitan una
homogeneización rápida de la mezcla.
En la zona secundaria los gases resultantes de la combustión se diluyen con más aire
con lo que la temperatura disminuye antes de la admisión en la turbina. Este caudal de
aire secundario es del orden de 3 o 4 veces mayor que el de aire primario.
El propósito de la cámara de combustión es el de convertir la energía química del
combustible en energía calórica, aumentando la temperatura del aire que sale del
compresor al valor máximo que la turbina puede soportar. En la cámara de combustión
se ponen en contacto el combustible y el aire previamente comprimido en el compresor
axial. La reacción general de la combustión completa de un hidrocarburo con oxígeno
es la siguiente:
El aire que viene de la descarga del compresor se obliga a entrar en las toberas de
mezclado y de allí el 20% del aire pasa a combinarse con el combustible. La llama
enciende entonces la mezcla, la cual reacciona y genera una alta energía calórica con
suficiente presión y velocidad, de donde se envía hasta la entrada de la turbina.
El 80% del air restante se utiliza para enfriamiento y para mezclarlo con el producto de
la combustión, a través de la camisa y la carcasa, manteniendo la temperatura del gas
en un rango adecuado antes de entrar a la turbina de alta presión. El gas y el aire se
mezclan en una zona o área de gran turbulencia, produciendo la ignición. Aquí se utiliza
un 20% de aire secundario y el resto de este aire se suministra gradualmente en lo que
se conoce como zona de dilución. La sección de combustores es el segundo elemento
básico en la corriente de aire del ciclo; allí deben cumplirse las siguientes condiciones:
� Consumo total del combustible.
� Mínima perdida de presión.
� Combustión libre de productos que originen formación de depósitos
� Ignición rápida y estable.
� Distribución uniforme de temperatura y velocidad a la entrada de la turbina.
65
Normalmente las turbinas contienen varias cámaras de combustión con el fin de
distribuir uniformemente los gases de combustión a la entrada de la turbina para
producir la potencia necesaria. En la planta Ceuta gas cada turbina esta provista de
seis combustores dispuestos como en un círculo entre el compresor de aire y la turbina
de gas, y están conectadas por medio de tubos de llamas transversales.
2.2.6.5 Gas combustible de la Cámara de Combustión.
El combustible entra a los combustores por medio de toberas, las cuales están situadas
en los extremos cerrados de las cámaras. La ignición se produce por dos bujías
situadas en los combustores. Las bujías se someten a las posiciones de encendido
durante el proceso de arranque por medio de resortes. Cuando la turbina alcanza
aproximadamente 4000 RPM, la presión de los combustores es más alta que la tensión
del resorte y las bujías se empujan hacia atrás, posición que les permiten quedar
cubiertas de las altas temperaturas existentes en la cámara de combustión. Las
temperaturas de los combustores se registran en el panel individual de turbina en el
cuarto de control.
El proceso de la combustión ha de tener lugar en su totalidad, dentro de la cámara de
combustión, a fin de evitar que los álabes de la turbina estén sometidos a las elevadas
temperaturas de las llamas. Las turbinas de gas funcionan con un elevado exceso de
aire para que la temperatura de los productos de combustión al incidir en los álabes no
sea excesiva y no se produzcan excesivos problemas de corrosión o fatiga en los
mismos, y mantener los efectos derivados de la deformación plástica dentro de límites
aceptables. El índice de exceso de aire con el que trabajan las turbinas suele estar
comprendido entre 2,75 y 5. Las turbinas de gas pueden utilizar dos tipos de
combustible:
� Gaseosos, gas natural, propano.
� Líquidos, gasóleo, gasolinas y en algunos casos fuel de bajo contenido en
azufre
Los combustibles empleados tienen que estar libres de partículas e impurezas sólidas
para evitar cualquier tipo de erosiones en los álabes de la turbina. La ausencia de
azufre en la composición del combustible permite un nivel de recuperación del calor
66
contenido en los gases de escape superior al que se puede conseguir con otros
combustibles.
Por este motivo y por razones económicas, un combustible muy adecuado en la
actualidad para las turbinas de gas es el gas natural, y su posibilidad de empleo en la
post-combustión que se realiza normalmente mediante quemadores en vena de aire, y
tiene por objeto elevar la temperatura de los gases de escape de la turbina, utilizando
como comburente los mismos gases, para de esta forma mejorar el rendimiento de la
caldera de recuperación.
Los combustibles líquidos presentan, frente a los gaseosos, desventajas como el
sistema de filtrado que es más complicado; además es necesario atomizar el
combustible a una presión elevada, resultando una menor calidad en la formación de la
mezcla, por lo que el rendimiento de la turbina es inferior. En el caso del gas natural, al
tratarse de un suministro por canalización y aunque también se necesitan unos
requisitos de presión de suministro que son función de la turbina a instalar, la elevación
de presión solamente se debe realizar desde la presión de suministro hasta la presión
de utilización en el aparato.
Las pérdidas de carga en la cámara de combustión de una turbina de gas han de ser
mínimas, ya que afectan al consumo específico y a la potencia específica de la turbina;
generalmente las normas de diseño tienden a mejorar el proceso de la combustión,
como la formación de la mezcla, estabilidad de la llama y conducen a su vez a un
aumento de las pérdidas de carga. Pérdidas térmicas mínimas a través de las paredes y
por combustión incompleta.
Debe evitarse la formación de depósitos de carbón, pues estas pequeñas partículas al
ser arrastradas por el flujo, erosionan los álabes de la turbina; asimismo, bloquean y
distorsionan el flujo de aire a lo largo de las paredes, causando sobrecalentamientos
locales que disminuyen la vida de la cámara; hay que tener en cuenta, que el carbón
depositado en las paredes se puede desprender a causa de las vibraciones y causar
serios desperfectos en los álabes de la turbina.
La emisión de humos por el escape, desde el punto de vista de la contaminación
ambiental, es otro de los factores a tener en cuenta, tanto en las turbinas de gas
67
industriales, como en las de aviación. En las turbinas de gas de ciclo regenerativo, el
ensuciamiento del cambiador de calor por el hollín de escape, reduce el rendimiento de
la máquina, existiendo el riesgo de destrucción del intercambiador por incendio.
Tiene que existir una cierta facilidad y seguridad en el encendido de la cámara; las
bajas presiones y las altas velocidades dificultan el arranque, aspecto que en las
turbinas de gas de aviación adquiere una importancia considerable. Estos factores
pueden llegar a ser incompatibles entre sí, por lo que resulta obvia la complejidad que
presenta el diseño de una cámara de combustión, sobre todo si el régimen de
funcionamiento tiene que ser variable.
2.2.7 Combustión
El proceso de combustión es un factor determinante a la hora de diseñar una turbina de
gas porque éste indica la forma de operación y los requerimientos necesarios para el
correcto desempeño del motor (cantidad de aire y combustible) También en ella se
definen algunos parámetros que caracterizan el funcionamiento (como presión y
temperatura) de la turbina.
2.2.7.1 La Química de la Combustión
Como en todo proceso químico, en la combustión es necesario analizar lo que sucede a
nivel macroscópico, esto es posible gracias a la ecuación estequiométrica del proceso,
con la cual se observa el comportamiento del combustible y el aire que hacen parte de
la combustión. Con esta ecuación se puede predecir la cantidad de calor necesaria en
la cámara y la composición de los gases que salen de ésta. Esta ecuación proporciona,
además, el modelo matemático que permite controlar las cantidades precisas de aire y
combustible con las que se pueda obtener un buen desempeño, así como también
controlar la salida de gases contaminantes producto de una combustión incompleta.
2.2.7.2 El Proceso de Combustión
Existen diversos factores que influyen en el comportamiento de un proceso de
combustión, como el combustible utilizado, la cantidad de masa de aire y el tipo de
llama, entre otros. Las formas en que se combinen estos parámetros determinarán el
tipo de combustión que se efectúe en la cámara, por esto, una cámara de combustión
68
se divide en varias secciones, dependiendo de la etapa del proceso que se lleve a cabo
allí. Tal vez el reto más grande en el diseño de una cámara sea el de lograr la
temperatura máxima adecuada que proporcione alta eficiencia y que a la vez no
deteriore el interior de la cámara. La solución a este problema se irá resolviendo a
medida que la ciencia proporcione la forma de encontrar nuevos materiales para la
fabricación de cámaras de combustión.
2.2.7.3 Eficiencia de la combustión y emisión de gases con taminantes.
Dentro del desarrollo de un proceso de combustión, dos de los aspectos más
importantes que se deben controlar, son la eficiencia y la emisión de gases
contaminantes. Tales aspectos dependen de parámetros asociados directamente con la
cámara de combustión: como el combustible usado y la forma en que éste se mezcla
con el aire; o bien, en forma indirecta: como la cantidad y presión del aire proveniente
del compresor y de la temperatura a la que ingresa el aire a la cámara.
Debido al aumento de contaminación atmosférica en los últimos años, se hace
necesario diseñar sistemas en los que la producción de gases nocivos sea baja, esto
sin sacrificar la eficiencia de la cámara. La eficiencia de combustión (ηB) es determinada
por la cantidad de CO2 y H2O en los gases de escape, relativos a la cantidad máxima
posible. Ésta puede ser expresada en términos de calor o del aumento de entalpía, del
aumento de temperatura obtenido o la cantidad de combustible usado para un aumento
de temperatura requerido.
2.2.7.4 Aerodinámica, Suministro de Combustible y Carcaza
El diseño de una cámara de combustión y la selección de los dispositivos que la
componen dependen de las condiciones de operación, tales como presión, temperatura,
forma en que se mezclan aire y combustible. También dependen de las exigencias y
características de funcionamiento de la turbina. Por ejemplo, la forma de las secciones
principales de la cámara se diseñan dependiendo del tipo de flujo de aire que por allí
vaya a circular.
La selección de los inyectores de combustible depende de la forma en que éste se vaya
a suministrar para mezclarse con el aire. El material del que se constituye una cámara
69
de combustión depende de la temperatura máxima que se vaya a manejar en ésta. En
general, existen varias configuraciones de dispositivos y diseños de carcazas que se
pueden combinar para satisfacer las necesidades particulares de operación.
2.2.7.5 Factores para el diseño de una cámara de combustió n.
Los principales factores a tener en cuenta dependen de las condiciones operativas, de
entre las que se pueden destacar las siguientes:
� La combustión tiene que ser estable, para permitir las fuertes variaciones de la
relación aire-combustible que para los ciclos regenerativos está entre 60/1 y
120/1, y para los no regenerativos entre 100/1 y 200/1.
� La velocidad del fluido oscila, en la mayor parte de los casos, entre 30 y 60 m/s.
2.2.7.6 Aire utilizado en el proceso de combustión
La masa de aire teóricamente necesaria para la combustión de 1kg de combustible se
determina a partir de las reacciones estequiométricas de la combustión; para los
combustibles líquidos utilizados normalmente en las turbinas de gas, la relación aire-
combustible estequiométrica está entre 14,7 y 15, pudiéndose tomar 14,9 como valor
medio.
La cantidad de aire real suministrada al combustible es mayor que la teórica,
definiéndose un coeficiente de exceso de aire a, como la relación entre la cantidad real
de aire y la teórica, por cada kg de combustible. En el proceso de inyección de aire se
pueden distinguir tres fases que dan lugar a lo que se conoce como aire primario, aire
secundario y aire terciario.
� Aire primario . Corresponde aproximadamente a un 15-20% del aire total y se
introduce alrededor del chorro de combustible creando una mezcla de aire-combustible
relativamente rica con el objeto de obtener una temperatura elevada, necesaria para
una combustión rápida.
� Aire secundario . Corresponde aproximadamente a un 30% del aire total; se
introduce a través de orificios practicados en el tubo de llama para completar la
70
combustión; para que el rendimiento sea elevado, se tiene que procurar que este aire
se inyecte en los puntos adecuados del proceso a fin de evitar que la llama se enfríe
localmente dando lugar a una drástica disminución de la velocidad de combustión en
esa zona.
� Aire terciario . El aire restante, 50-55%, se mezcla con los productos de la
combustión en la zona de dilución, con el objeto de reducir su temperatura hasta la
requerida a la entrada de la turbina. Hay que procurar una turbulencia suficiente para
que las corrientes caliente y fría se mezclen a fondo y así conseguir una distribución de
temperaturas a la salida prefijada de antemano.
2.2.7.7 Análisis del proceso de combustión
El proceso de la combustión ha de tener lugar en su totalidad, dentro de la cámara de
combustión, a fin de evitar que los álabes de la turbina estén sometidos a las elevadas
temperaturas de las llamas. Las turbinas de gas funcionan con un elevado exceso de
aire para que la temperatura de los productos de combustión al incidir en los álabes no
sea excesiva y no se produzcan excesivos problemas de corrosión o fatiga en los
mismos, y mantener los efectos derivados de la deformación plástica dentro de límites
aceptables.
El índice de exceso de aire con el que trabajan las turbinas suele estar comprendido
entre 2,75 y 5. Las turbinas de gas pueden utilizar dos tipos de combustibles:
Gaseosos: gas natural, propano.
Líquidos: gasóleo, gasolinas y en algunos casos combustóleos de bajo contenido en
azufre.
Los combustibles empleados tienen que estar libres de partículas e impurezas sólidas
para evitar cualquier tipo de erosiones en los álabes de la turbina.
2.2.7.8 Tipos de cámaras de combustión
Existen tres tipos de cámaras de combustión, las mismas son utilizadas según las
necesidades, estos tipos son:
71
� Cámaras de combustión tubulares
Las cámaras de combustión individuales o independientes en número variable de 5 a
10, se emplearon en los primeros motores de aviación y, en la actualidad, en pequeñas
turbinas de gas industriales y marinas., siendo las más empleadas en motores de
compresor centrífugo y en algunos axiales.
Van situadas alrededor del eje que une el compresor y la turbina; constan cada una de
ellas de su propio inyector procedente de una línea de suministro común, de una doble
pared o tubo, de los cuales el interior se denomina tubo de llama por estar en contacto
directo con la combustión y de una envolvente exterior, Fig. 21. Dos de las cámaras de
combustión van dotadas de bujía de encendido; la razón de llevar dos bujías es
exclusivamente por seguridad, pues con una sola sería suficiente.
Figura 21 . Cámaras de combustión tubulares Fuente: PDVSA (2013)
Estas cámaras de combustión, tienen una buena resistencia estructural y ligereza de
peso, además de un mantenimiento y sustitución de piezas más sencilla, pero su
rendimiento es inferior a las anulares. Puede ocurrir, si se presentan averías en algunos
inyectores, que los álabes del primer escalón de la turbina estén sometidos a
diferencias de temperatura que produzcan deformaciones en dichos álabes. Este tipo
de cámara se presta muy bien para turbinas de gas que trabajan con compresores
centrífugos, en los que el flujo de aire es dividido por los álabes del difusor en corrientes
separadas, alimentando cada una de ellas la cámara tubular correspondiente.
72
� Cámaras De Combustión Anulares
Cuando el compresor es axial, en aviación resulta más adecuado utilizar una única
cámara anular, la cual rodea al eje del compresor-turbina; dicha cámara consta de un
solo tubo de llama, también anular, y una serie de inyectores cuyo número puede
oscilar entre 12 y 20, ver figura 22. Tienen un rendimiento más alto que las
individuales, relacionándose mejor la mezcla aire-combustible y presentando menores
pérdidas de presión, así como una mejor refrigeración de los gases durante la
combustión.
Figura 22 . Cámaras de combustión anulares. Fuente: PDVSA (2013)
� Cámaras De Combustión Tubo-Anulares
Los inconvenientes anteriores han permitido desarrollar un tipo de cámara mixta, que
consiste en una serie de tubos de llama tubulares espaciados uniformemente alrededor
de una carcasa anular. Este tipo de cámara se utiliza bastante en los motores grandes
de aviación; en la Fig. 23 se representa un esquema de cámara tubo-anular.
Figura 23 . Cámaras de combustión Tubo-Anulares Fuente: PDVSA (2013)
73
2.2.8 Turbina
Asociación española para la promoción de la cogeneración, (2000) indica que, la turbina
es la maquina térmica donde se extrae la energía de los gases de combustión,
transformándola en energía mecánica. Pueden ser, al igual que los compresores, de
flujo radial o axial, siendo las empleadas en cogeneración las de flujo axial únicamente,
habiéndose relegado las radiales a los sistemas de sobrealimentación en motores
diésel y otros sistemas particulares.
El objeto de las turbinas es transformar parte de la energía global del fluido, suma de
las energías de presión, cinética e interna debida a la temperatura, en energía
mecánica. Esta energía mecánica es la que ha de mover al compresor y a los
accesorios. El resto de la energía cinética producirá el empuje en el motor al expulsar
los gases a alta velocidad a través de la tobera.
Las turbinas, de acuerdo con la dirección de la corriente fluida, pueden ser:
� Centrípetas, llamadas también radiales, trabajan al revés que el compresor
centrífugo, pues en estas el flujo de gas entra desde la periferia hacia el centro
de la turbina.
� Axiales, en estas, la dirección de la corriente es paralela al eje, y el estator está
formado por una corona de álabes fijos al cárter, con un ángulo tal que canalizan
el fluido hacia el rotor en la dirección más efectiva para la transformación de la
energía cinética en mecánica.
El rotor de una turbina axial consiste de una o varias ruedas de álabes anclados a un
disco que gira a alta velocidad por la acción del fluido transmitiendo energía al eje del
compresor, del que se obtiene además la energía para el movimiento de accesorios.
Las turbinas en todos los motores de reacción modernos, sin tener en cuenta el tipo de
compresor utilizado, son de diseño de flujo axial. Las turbinas consisten en una o más
etapas o escalones situados inmediatamente detrás de la sección de cámara de
combustión del motor.
74
Un escalón de turbina está formado por dos componentes fundamentales: el estátor y el
rotor, situados en el motor en el orden enunciado de la admisión al escape; es decir, en
sentido inverso al de un escalón de compresor. El salto de presión por escalón es
aproximadamente del mismo orden de magnitud, tanto en las centrípetas como en las
axiales, si bien estas son más apropiadas para grandes gastos. El estátor de una
turbina, ya sea centrípeta o axial actúa a modo de tobera.
En el caso de las turbinas centrípetas, la configuración del estátor y del rotor es similar
al de un compresor centrífugo, en donde el fluido pasa en sentido inverso. En el caso
de una turbina axial, como se ha dicho, el estátor está formado por una cascada de
álabes fijos al cárter, con un ángulo tal que canalizan el fluido hacia el rotor en la
dirección más efectiva para la transformación de la energía cinética en mecánica.
El rotor de una turbina axial consiste en una o varias cascadas de álabes unidos a un
disco que gira a alta velocidad por la acción del fluido, transmitiendo la energía al
compresor mediante el eje común turbina – compresor, del que se extrae además la
energía para el arrastre de accesorios.
Por la forma de trabajar de la corriente fluida y la disposición de los componentes del
motor de reacción, las turbinas centrípetas no son adecuadas para estos motores, y por
ello, su utilización queda reservada a instalaciones de equipos de tierra o de abordo,
ajenas al funcionamiento del motor de reacción.
Las turbinas axiales han adquirido un amplio desarrollo con la técnica aeronáutica de la
propulsión por reacción, debido principalmente al gran caudal de gas que pueden
admitir.
Las turbinas axiales pueden ser de dos tipos dependiendo del diseño básico de sus
álabes:
� Turbina de Impulso
Las turbinas de impulso (Fig. 24 a), llamadas también de acción o de presión constante,
son aquellas de grado de reacción cero, lo que significa físicamente que toda la
expansión del gas tiene lugar en el estátor que actúa en forma de tobera. Como
75
resultado de esta expansión en el estátor, la velocidad del fluido aumenta
considerablemente, actuando sobre los álabes del rotor, que adquieren una velocidad
de rotación en la dirección de los estrados de los álabes. La sección de paso entre los
álabes de roto es constante.
Figura 24 . Turbinas de Potencia por Impulso (a) y Reacción (b). Fuente: PDVSA (2013)
El descenso de presión en el estátor se produce con rapidez y suavidad hasta la
presión requerida, a cuyo valor se mantiene constante durante el paso a través de los
álabes de rotor.
Al paso del gas por la superficie curvada de los álabes del rotor, cambia la dirección de
la corriente fluida, y en el caso de un solo escalón o en el último de varios escalones, la
velocidad absoluta de salida es sensiblemente paralela al eje de dicho rotor, haciendo
así coincidir la velocidad absoluta de salida del escalón, con la axial o de entrada a la
tobera de escape del motor
� Turbinas de Reacción
Son aquellas cuyo grado de reacción es mayor que cero, ver figura 24 b. El significado
físico de que el grado de reacción tenga un determinado valor, es que parte de la
expansión se efectúa en el estátor y parte en el rotor. Al paso del fluido por el estátor
se produce una caída parcial de presión y un aumento de velocidad, esto es, el estátor,
como en el caso de las turbinas de impulso, funciona como una tobera y al llegar el
76
fluido al rotor, continúa la caída de presión. De la misma forma que en la turbina de
impulso, el cambio de dirección de la velocidad relativa del fluido respecto a los álabes,
origina el movimiento de rotación.
En el caso de las turbinas de reacción, no solo cambia la dirección de la velocidad
relativa al paso entre los álabes, sino que aumenta, cosa que no ocurre en las turbinas
de impulso, en las que solamente existe cambio de dirección, pero manteniéndose
constante su magnitud
� Turbinas de Impulso – Reacción
Estos tipos de turbina pueden combinarse por diseño de los álabes, tanto del estátor
como del rotor, para formar una turbina mixta de impulso y reacción, obteniéndose de
esta forma características que corresponden sensiblemente al 50% de cada tipo. La
forma óptima de este tipo de turbina corresponde a la utilización del tipo de impulso en
la raíz del álabe, y del tipo de reacción en el extremo. En estas condiciones, la variación
de presiones del gas, desde la raíz del álabe al extremo, varía con la siguiente ventaja
de funcionamiento: la mayor presión del gas en la zona del extremo del álabe, reduce el
escape de gas que tiende a producirse por fuerza centrífuga hacia la periferia,
resultando de esta forma un álabe de más rendimiento, ver figura 25.
Figura 25 . Alabes de una Turbina de Impulso – Reacción Fuente: PDVSA (2013)
La ventaja funcional apuntada, puede mejorarse aún más, utilizando álabes apoyados
en el extremo, pues de esta forma el rotor de turbina puede girar más cerca del cárter,
77
con la consiguiente reducción de pérdidas de gas fuera de la zona de turbina. Esto, y la
reducción de vibración en los álabes con este dispositivo, lo han hecho de mucha
utilización.
Sin embargo, existe un inconveniente en este tipo de apoyo de álabes, y es que impone
una reducción en la temperatura de entrada del gas a la turbina, pues la acción de la
fuerza centrífuga de la masa adicional de apoyo del álabe en el extremo, aumenta los
esfuerzos que por fuerza centrífuga se producen a lo largo de todo el álabe, y que son
máximos en la raíz.
La temperatura y los esfuerzos pueden ser críticos en la resistencia del álabe, por esto,
en motores que trabajan a elevadas temperaturas de entrada a la turbina, no se utiliza
este dispositivo. Una solución es utilizar el primer rotor con álabes no apoyados en el
extremo, y así en los siguientes que trabajan a menor temperatura.
2.2.8.1 Álabes guías de entrada en turbina del generador d e gas
Para poder realizar trabajo, los gases calientes procedentes de la cámara de
combustión deben procesarse adecuadamente. Esta es la misión de los álabes guías
de entrada en turbina, Cuyas funciones principales son dos. Primero, deben convertir
parte de la energía de los gases calientes en energía cinética para acelerar el flujo lo
suficiente cuando incida sobre los álabes de rotor. Segundo, los álabes guías de
entrada en turbina deben cambiar la trayectoria del flujo de gas de tal manera que las
fuerzas engendradas en los álabes de la turbina se transformen en potencia para el eje.
2.2.9 Fallas en un sistema.
Decimos que algo falla cuando deja de brindarnos el servicio que debía darnos o
cuando aparecen efectos indeseables, según las especificaciones de diseño con las
que fue construido o instalado el bien en cuestión.
Existen tres tipos de fallas en un sistema.
Fallas temprana: Ocurren al principio de la vida útil y constituyen un porcentaje
pequeño del total de fallas. Pueden ser causadas por problemas de materiales, de
diseño o de montaje.
78
Fallas adultas: Son las fallas que presentan mayor frecuencia durante la vida útil. Son
derivadas de las condiciones de operación y se presentan más lentamente que las
anteriores (suciedad en un filtro de aire, cambios de rodamientos de una máquina.
Fallas tardías: Representan una pequeña fracción de las fallas totales, aparecen en
forma lenta y ocurren en la etapa final de la vida del bien (envejecimiento de la aislación
de un pequeño motor eléctrico, perdida de flujo luminoso de una lámpara.
2.2.10 El impacto que causa el arranque de generadores co n gas fuera de sus
especificaciones
La administración de gas sin ser acondicionado adecuadamente es uno de los
principales causantes de averías de los generadores de gas, ya que esto provoca
filtración de condensado y a su vez el condensado genera altas temperaturas, las atas
temperatura ocasionan daños en la cámara de combustión y en la turbina de expansión
que a continuación se detallan.
2.2.10.1 Averías en la cámara de combustión
Temperatura excesiva (Overfiring). Se produce por un deficiente control de la
temperatura en cámaras o de la longitud de la llama. Hay que tener en cuenta que la
temperatura de la llama puede alcanzar los 3000 K, mientras que los materiales
utilizados rara vez pueden soportar temperaturas superiores a 1500 K, así que la
atenuación de la temperatura jugando con el exceso de aire de admisión es vital para la
cámara de combustión, ver figura 26.
Figura 26 . Evidencia de Averías en la cámara de combustión Fuente: PDVSA (2013)
79
2.2.10.2 Pulsación de llama (pulsation)
La inestabilidad, provocada generalmente por defectos en las presiones de gas y aire,
por temperaturas inadecuadas o por una mezcla entre ambos gases deficiente, provoca
una fuerte vibración parecida a la que se observa en la llama piloto de un calentador de
gas butano cuando la bombona está a punto de acabarse. La vibración puede provocar
daños estructurales, además de producir una disminución evidente del rendimiento y un
aumento de las emisiones de CO.
2.2.10.3 Rotura en la pieza de transición
En las turbinas con cámara de combustión tuboanular la pieza que conduce los gases
de la combustión a alta temperatura hasta la primera fila de álabes sufre una alta tasa
de fallos debido a las temperaturas y al flujo de gases con gran energía. Esta pieza,
llamada pieza de transición se vuelve una de las piezas más críticas de este tipo de
turbinas. Así, las deformaciones, pérdida de material cerámico y las roturas con fallos
habituales en esta pieza, ver figura 27.
Figura 27 . Detalle de Fallas de Piezas de Transición de un Generador de Gas. Fuente: PDVSA (2013)
80
2.2.10.4 Avería en la turbina de expansión
Los álabes de la turbina de expansión gas son muy parecidos a los fallos que se
producen en los álabes del compresor: impactos y roturas. A esos fallos hay que
añadirles los propios de la alta temperatura a la que se ven expuestos.
2.2.10.5 Rotura de álabes
Por problemas estructurales, de materiales, de refrigeración, de fabricación, por
impactos o por sobre temperatura, los álabes pueden sufrir grietas que terminan
evolucionando a roturas. Cuando se produce la rotura, surgen tres problemas de forma
inmediata: una degradación acelerada de la zona que presenta la rotura, un aumento
súbito de vibraciones por desequilibrio y el impacto de los trozos rotos en otros álabes.
De esta forma, cuando se detecta por alguna circunstancia un comportamiento anormal
en vibraciones debe investigarse la causa lo antes posible, pues puede tratarse de un
problema mayor, ver figura 28.
Figura 28 . Evidencia de Fallas en Alabes del Compresor Axial de un Generador de Gas.
Fuente: PDVSA (2013)
En álabes. Antes de producirse la rotura, normalmente aparece una fisura que en caso
de progresar acaba en fractura. Durante las revisiones programadas es habitual realizar
inspecciones en todos los álabes por líquidos penetrantes para tratar de identificar
incluso pequeñas fisuras, y poder repararlas si aún se está a tiempo de hacerlo.
81
2.2.10.6 FOD “ Foreign Objet Demage” y DOD “Domestic Objet D emage”
El impacto por objetos propios o extraños afecta a los álabes de la misma forma ya
indicada para los álabes del compresor. Cualquiera de estos fallos genera perdida de
propiedades como: disminución de la potencia entregada, mayor consumo de
combustible, temperatura de gases de escape, presión de descarga del compresor
axial, aumento de los niveles de vibración de la unidad. Se recomienda inspecciones
endoscópicas periódicas para detectar de forma efectiva este tipo de condiciones.
2.2.10.7 Temperatura excesiva (Overfiring)
Afecta por igual a la cámara de combustión y a las primeras filas de álabes de la turbina
de expansión. Pueden estar provocadas bien por una temperatura excesiva o bien por
una refrigeración en álabes insuficiente Pérdida de material cerámico (TBC Expalation).
Por efecto de temperatura o de impactos, parte del recubrimiento cerámico que protege
los álabes de la turbina de la alta temperatura puede deteriorarse, y dejar al descubierto
el metal que constituye el aire, que sufrirá una rápida degradación, ver figura 29.
.
Figura 29 . Evidencia de la Presencia de Alta Temperatura en Alabes del Compresor Axial.
Fuente: PDVSA (2013)
82
2.2.10.8 Temperatura de suministro de gas combustible al gen erador.
La temperatura de suministro de gas combustible depende del diseño de la máquina de
combustión, las turbinas a gas requieren 200 a 400 Psig. Los combustores requieren
gas seco, más estrictos con la presencia de agua que de hidrocarburos. Se debe
considerar válvulas de expansión, filtros y calentadores en el sistema de adecuación de
gas combustible, la mayoría de los generadores requieren 50°F por encima del punto
de rocío.
2.2.11 Trasferencia de calor
En física, la transferencia de calor es el paso de energía térmica desde un cuerpo de
mayor temperatura a otro de menor temperatura. Cuando un cuerpo, por ejemplo, un
objeto sólido o un fluido, está a una temperatura diferente de la de su entorno u otro
cuerpo, la transferencia de energía térmica, también conocida como transferencia de
calor o intercambio de calor, ocurre de tal manera que el cuerpo y su entorno alcancen
equilibrio térmico.
La transferencia de calor siempre ocurre desde un cuerpo más caliente a uno más frío,
como resultado de la Segunda ley de la termodinámica; cuando existe una diferencia de
temperatura entre dos objetos en proximidad uno del otro.
La transferencia de calor no puede ser detenida; solo puede hacerse más lenta.
Cuando existe una gradiente de temperatura en un medio estacionario que pueda ser
solido o un fluido utilizamos el término conducción para referirnos a la transferencia de
calor que se produce a través del medio. En cambio el termino convección se refiere a
la transferencia de calor que ocurrirá entre una superficie y un fluido en movimiento
cuando esta diferentes temperaturas.
El tercer modo de transferencia de calor se denomina radiación térmica. Todas las
superficies con temperara finita emiten energía en forma de ondas electromagnéticas.
Por tanto en ausencia de un medio, existe un transferencia neta de calor por radiación
entre dos superficies a diferentes temperaturas.
83
2.2.11.1 Mecanismos de transferencia de calor
Calor y temperatura son conceptos que en el lenguaje cotidiano se confunden, pero son
diferentes. La temperatura es una magnitud física que se refiere a la sensación de frío o
caliente al tocar alguna sustancia. En cambio el calor es una transferencia de energía
de una parte a otra de un cuerpo, o entre diferentes cuerpos, producida por una
diferencia de temperatura. El calor es energía en tránsito; siempre fluye de una zona de
mayor temperatura a otra de menor temperatura, con lo que eleva la temperatura de la
zona más fría y reduce la de la zona más cálida, siempre que el volumen de los cuerpos
se mantenga constante.
La energía no fluye desde un objeto de temperatura baja a otro de temperatura alta si
no se realiza trabajo. La materia está formada por átomos o moléculas que están en
constante movimiento, por lo tanto tienen energía de posición o potencial y energía de
movimiento o cinética. Los continuos choques entre los átomos o moléculas
transforman parte de la energía cinética en calor, cambiando la temperatura del cuerpo.
La transferencia de calor se puede realizar por tres mecanismos físicos: conducción,
convección y radiación. Heat Transfer, (2011).
� Conducción
En los sólidos, la única forma de transferencia de calor es la conducción. Si se calienta
un extremo de una varilla metálica, de forma que aumente su temperatura, el calor se
transmite hasta el extremo más frío por conducción. No se comprende en su totalidad el
mecanismo exacto de la conducción de calor en los sólidos, pero se cree que se debe,
en parte, al movimiento de los electrones libres que transportan energía cuando existe
una diferencia de temperatura. Esta teoría explica por qué los buenos conductores
eléctricos también tienden a ser buenos conductores del calor.
En 1822, el matemático francés Joseph Fourier dio una expresión matemática precisa
que hoy se conoce como ley de Fourier de la conducción del calor. Esta ley afirma que
la velocidad de conducción de calor a través de un cuerpo por unidad de sección
transversal es proporcional al gradiente de temperatura que existe en el cuerpo (con el
signo cambiado).
84
El factor de proporcionalidad se denomina conductividad térmica del material. Los
materiales como el oro, la plata o el cobre tienen conductividades térmicas elevadas y
conducen bien el calor, mientras que materiales como el vidrio o el amianto tienen
conductividades cientos e incluso miles de veces menores; conducen muy mal el calor,
y se conocen como aislantes. En ingeniería resulta necesario conocer la velocidad de
conducción del calor a través de un sólido en el que existe una diferencia de
temperatura conocida.
� Convección
Si existe una diferencia de temperatura en el interior de un líquido o un gas, es casi
seguro que se producirá un movimiento del fluido. Este movimiento transfiere calor de
una parte del fluido a otra por un proceso llamado convección. El movimiento del fluido
puede ser natural o forzado. Si se calienta un líquido o un gas, su densidad (masa por
unidad de volumen) suele disminuir.
Si el líquido o gas se encuentra en el campo gravitatorio, el fluido más caliente y menos
denso asciende, mientras que el fluido más frío y más denso desciende. Este tipo de
movimiento, debido exclusivamente a la no uniformidad de la temperatura del fluido, se
denomina convección natural. La convección forzada se logra sometiendo el fluido a un
gradiente de presiones, con lo que se fuerza su movimiento de acuerdo a las leyes de
la mecánica de fluidos. Cengel (2004)
� Radiación
La radiación térmica es energía emitida por la materia que se encuentra a una
temperatura dada, se produce directamente desde la fuente hacia afuera en todas las
direcciones. Esta energía es producida por los cambios en las configuraciones
electrónicas de los átomos o moléculas constitutivos y transportada por ondas
electromagnéticas o fotones, por lo recibe el nombre de radiación electromagnética.
La masa en reposo de un fotón (que significa luz) es idénticamente nula. Por lo tanto,
atendiendo a relatividad especial, un fotón viaja a la velocidad de la luz y no se puede
mantener en reposo. (La trayectoria descrita por un fotón se llama rayo). La radiación
electromagnética es una combinación de campos eléctricos y magnéticos oscilantes y
perpendiculares entre sí, que se propagan a través del espacio transportando energía
85
de un lugar a otro. Se divide en dos grandes tipos de acuerdo al tipo de cambios que
provocan sobre los átomos en los que actúa: radiación no ionizante, radiación ionizante
A diferencia de la conducción como la de convección, o de otros tipos de onda, como el
sonido, que necesitan un medio material para propagarse, la radiación electromagnética
es independiente de la materia para su propagación, de hecho, la transferencia de
energía por radiación es más efectiva en el vacío. Sin embargo, la velocidad, intensidad
y dirección de su flujo de energía se ven influidos por la presencia de materia. Así,
estas ondas pueden atravesar el espacio interplanetario e interestelar para llegar a la
Tierra desde el Sol y las estrellas.
2.2.11.2 Intercambiadores de calor.
Los intercambiadores de calor son equipos que facilita el intercambio de calor entre dos
fluidos que se encuentra a temperaturas diferentes y evitan al mismo tiempo que se
mezclen entre sí. En la práctica, los intercambiadores de calor son de uso común en
una amplia variedad aplicaciones, desde los sistemas domésticos de calefacción y
acondicionamientos de aire hasta los procesos químicos y la producción de energía.
Los intercambiadores de calor difieren de las cámaras de mezclado en el sentido que
no permiten que se combinen los dos fluidos que intervienen.
En un intercambiador la transferencia de calor suele comprender convección en cada
fluido y conducción a través de la pared que los separa. En el análisis de un
intercambiador de calor resulta conveniente trabajar con un coeficiente de transferencia
de calor total U que toma en cuenta la contribución de todos estos efectos sobre dicha
transferencia, ver figura 29.
La velocidad de la transferencia de calor entre dos fluidos en un lugar dada un
intercambiador depende de la magnitud de las diferentes temperaturas locales, la cual
varia a lo largo de dicho intercambiador. En el análisis de los intercambiadores de calor,
suele ser conveniente trabajar con la diferencia de temperaturas media logarítmica,
LMTD (por sus siglas en ingles), la cual es una diferencia media de temperatura entre
los dos fluidos para todo el intercambiador.
86
2.2.11.3 Tipos de intercambiador de calor
Los intercambiadores son diseñados para satisfacer requerimientos específicos,
existiendo en el mercado una gran diversidad de tipos que difieren en tamaño y forma.
Estos tipos son clasificados de acuerdo a diferentes criterios, tales como procesos y
mecanismos de transferencia de calor, grado de compacticidad de la superficie, patrón
de flujo, número de fluidos, geometría y tipo de construcción. Este último criterio
engloba un amplio rango de intercambiadores usados en la industria petrolera, los
cuales se describen a continuación. Por supuesto, existen otros tipos de
intercambiadores de calor a los cuales no se hace referencia, pero éstos no se utilizan
con frecuencia en la industria petrolera. PDVSA, (2000)
� Intercambiador del tipo carcaza y tubo
La construcción más básica y común de los intercambiadores de calor es el de tipo tubo
y carcaza. Este tipo de intercambiadores de calor consisten en un conjunto de tubos en
un contenedor llamado carcaza. El flujo de fluidos dentro de los tubos se le denomina
comúnmente flujo interno, y aquel que fluye en el interior del contenedor como fluido de
carcaza o fluido externo. En los extremos de los tubos, el fluido interno es separado del
fluido externo de la carcasa por las placas del tubo, ver figura 30.
Figura 30 . Intercambiador del tipo carcaza y tubo Fuente: PDVSA (2013)
Los tubos se sujetan o se sueldan a una placa para proporcionar un sello adecuado. En
sistema donde los fluidos presentan una gran diferencia entre sus presiones, el fluido
87
en mayor presión se hace circular típicamente a través de los tubos y el flujo con una
presión más baja se circula del lado de la carcasa.
Esto es debido a los costos en materiales, los tubos del intercambiador de calor se
pueden fabricar para soportar presiones más altas que la carcasa del cambiador con un
costo más bajo. Las placas de soporte también actúan como bafle para dirigir del fluido
del líquido dentro de la cáscara hacia adelante y hacia atrás a través de los tubos.
Este es el tipo de intercambiador que se utiliza comúnmente en las refinerías. No es
caro, es fácil de limpiar, relativamente fácil de construir en diferentes tamaños también
puede ser diseñado para presiones desde moderadas a altas, sin que varíe
sustancialmente el costo.
Mecánicamente resistente para soportar las tensiones a la cual es sometido durante la
etapa de fabricación, el envío, montaje e instalación en sitio; los esfuerzos externos e
internos en las condiciones normales de operación, debido a los cambios en
temperatura y presión.
Fácil de mantener y reparar (aquellas partes sujetas a fallas frecuentes, tubos,
empacaduras, son fáciles de reemplazar). Adicionalmente, la disponibilidad de buenos
procedimientos de diseño, de experticia la de facilidades de fabricación, aseguran el
diseño y construcción exitoso de este tipo de intercambiadores.
� Intercambiador de calor de tipo Plato
El intercambiador tipo plato, consiste de placas en lugar de tubos para separar a los dos
fluidos caliente y frío. Los líquidos caliente y frio se alteran entre cada uno de las placas
y los bafles dirigen el flujo del líquido entre las placas. Ya que cada una de las placas
tiene un área superficial muy grande, las placas proveen un área extremadamente
grande de transferencia térmica a cada uno de los líquidos.
Por lo tanto, un intercambiador de placa es capaz de transferir mucho más calor con
respecto a un intercambiador de carcaza con volumen semejante, esto es debido a que
las placas proporcionan una mayor área que los tubos. El intercambiador de calor de
plato, debido a la alta eficiencia en la transferencia de calor, es mucho más pequeño
que los de carcaza y tubos para la misma capacidad de intercambio de calor.
88
Sin embargo, el tipo de intercambiador de placa no se utiliza extensamente debido a la
inhabilidad de sellar confiablemente las juntas entre cada una de la placas. Debido a
este problema, el tipo de intercambiador de placa se ha utilizado solamente para
aplicaciones donde la presión es pequeña, por ejemplo en los refrigeradores de aceite
para máquinas.
� Intercambiador tipo serpentín
Un intercambiador de serpentín es un simple tubo que se dobla en forma helicoidal y se
sumerge en el líquido. Se usa normalmente para tanques y puede funcionar por
convección natural u forzada. Debido a su bajo costo rápida construcción se improvisa
fácilmente con materiales abundante en cualquier taller de mantenimiento.
� Intercambiadores doble tubo
Esta unidad consiste de dos tubos concéntricos de diferente diámetro. Un fluido circula
por el tubo interior y el otro por el espacio anular. Se usa en operaciones de
transferencia de calor sensible y condensación cuando los requerimientos de área de
transferencia de calor son inferiores a 70 pie2. El área de transferencia de calor está
dada por el área lateral del tubo interior, ver figura 31.
Figura 31 . Intercambiador del tipo doble tubo Fuente: PDVSA (2013)
Normalmente estas unidades se disponen en forma de horquilla, figura 32.
89
Figura 32 . Arreglo Intercambiador del tipo doble tubo Fuente: PDVSA (2013)
Ventajas de los intercambiadores doble tubo
� Simplicidad de construcción
� Facilidad de Mantenimiento
� Flujo verdadero a contracorriente
� Posibilidad de uso de tubos aleteados
Arreglos
Para ciertas operaciones, a este intercambiador se le configura en forma de horquillas
las cuales se acondicionan en serie, figura 33.
Figura 33 . Intercambiador del tipo doble tubo arreglo en serie Fuente: PDVSA (2013)
En serie paralelo, figura 34.
90
Figura 34 . Intercambiador del tipo doble tubo arreglo en serie paralelo Fuente: PDVSA (2013)
Configuración de los Tubos
Se usan tubos de pared lisa y en algunos casos el tubo interior puede ser de
superficie extendida (tubos con aletas), las cuales pueden ser transversales y
longitudinales. Los tubos con superficie extendida se usan con el fin de incrementar la
eficiencia del intercambiador, ver figura 35.
Figura 35 . Tubos aletados de un intercambiador de doble tubo. Fuente: PDVSA (2013)
91
Criterios de Diseño de los intercambiadores de calo r del tipo doble tubo
Se consideran dos criterios fundamentales, tales como:
• Velocidad
• Disposición de los Fluidos
Tabla 1: Criterios de Diseño de un Intercambiador de Calor de Tubos Concentricos Fuente: PDVSA (2002).
2.2.11.4 Fases del diseño de un intercambiador de calor
El diseño de un intercambiador de calor lo podemos descomponer en dos fases:
� Diseño Térmico. El objetivo es determinar el área superficial de transferencia de
calor para un servicio dado.
� Diseño Mecánico. El objetivo es determinar el material de construcción,
considerando las temperaturas y presiones de operación, las características
corrosivas de los fluidos, las expansiones térmicas y los esfuerzos térmicos que
los acompañan.
92
2.2.12 Separadores
Generalmente, el flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero es de naturaleza
multifásica. La separación física de estas fases es una de las operaciones esenciales
en la producción, tratamiento y transporte de crudos y gases. El propósito de un
separador líquido–gas es separar corrientes mezcladas de líquido y gas de forma tal
que se minimice el arrastre de pequeñas gotas de líquido en la corriente de gas.
La separación gas–líquido se basa principalmente en las diferencias de densidad de las
fases. Un separador también puede llamarse extractor ó tambor. Esta terminología es
empleada sin importar la forma que posea dicho equipo. La principal función de los
separadores de petróleo y gas es la de separar la mezcla en dos corrientes una líquida
y otra gaseosa; sin embargo, existen equipos que adicionalmente separan el agua del
petróleo por lo que se comportan como separadores trifásicos si tales cantidades son
considerables.
La presión de operación para los separadores puede variar ampliamente. En la mayoría
de los campos petroleros la presión puede alcanzar valores inferiores a los 60 psig. En
operaciones de alta presión en donde no es práctico su reducción inmediata, pues no
se optimizarían las cadenas de compresión del mismo, el intervalo de presiones puede
estar entre 800 y 1200 psig y la reducción de la presión debe ser hecha en etapas.
Entre los principales principios de operación de los separadores están: la gravedad, la
fuerza centrífuga, el momentum, la coalescencia, el efecto de las placas deflectoras del
equipo separador, entre otros. El tamaño y volumen del separador puede variar de
acuerdo a las necesidades de operación de la planta.
2.2.12.1 Clasificación de los Separadores.
Los separadores pueden clasificarse según varios criterios, entre los cuales están:
� Según su Función:
Separadores de Producción. Son separadores que reciben los fluidos provenientes de
la línea general del múltiple de producción general.
93
Separadores de Prueba. Son aquellos separadores que reciben la producción de un
solo pozo con el objeto de medirla.
Los separadores de prueba se conectan a un solo pozo, se les instala un instrumento
medidor de gas en la tubería de salida del gas y un sistema de medición para crudo;
estos instrumentos miden el flujo de gas, de crudo y de agua producido por el pozo.
� Según su Forma:
Cilíndricos. Son los más comúnmente usados, y por lo tanto fueron los que se
estudiaron. Su posición puede ser vertical u horizontal.
Separadores Verticales.
Los separadores verticales han sido equipos generalmente usados para la mayoría de
las operaciones de campo. Prácticamente resultan indispensables cuando existen
grandes limitaciones de espacio. En general, los separadores verticales son aplicables
cuando existen intervalos altos de gas–líquido.
Separadores Horizontales.
Estos separadores presentan un área de superficie de contacto entre ambas fases
mayores que en el caso del separador vertical, por lo que es posible la liberación más
eficiente del gas.
Esféricos.
Este tipo de separador no es muy eficiente además de exhibir dificultades en su
fabricación, por lo cual no son usuales en operaciones de separación de gas–petróleo.
� Según las Fases que Separa:
Separadores Bifásicos. Dispositivo mecánico que se emplea en la separación de un
fluido en sus fases líquida y gaseosa y en el cual no se pretende aislar el agua del
petróleo y viceversa.
Separadores Trifásicos. Recipiente que, por lo general se coloca horizontal y se utiliza
para separar el agua libre, el petróleo y el gas
94
2.2.12.2 Criterio de Selección de Separadores.
Las ventajas y desventajas para la selección entre los separadores bifásicos vertical de
la normativa de PDVSA se presentan a continuación
Separadores Verticales:
Ventajas
� Normalmente empleados cuando la relación líquido–vapor/gas es alta y/o cuando
se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas,
� Mayor facilidad, que un separador horizontal, para el control del nivel del líquido,
y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores,
� Ocupa poco espacio horizontal,
� Facilidad en remoción de sólidos acumulados,
� La eficiencia en la remoción del líquido no varía con el nivel de líquido,
� Son preferibles cuando existen problemas de arena, o sólidos porque son más
fáciles de limpiar.
Separadores Verticales:
Desventajas
� El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de
líquido, ó separación líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes,
cuando se selecciona esta configuración,
� Requieren mayor diámetro, que un separador horizontal, para una capacidad
dada de gas,
� Requieren de mucho espacio vertical para su instalación.
� La eficiencia de separación es menor, ya que la separación de las gotas ocurre
en un régimen de flujo en contracorriente
� Fundaciones más costosas cuando se comparan con separadores horizontales
equivalentes
� Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya
recolectado, se requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños
grandes de separadores verticales,
95
2.2.12.3 Componentes internos de un separador.
� Deflectores / Distribuidores de entrada: Estos aditamentos internos adosados a
la(s) boquilla(s) de entrada, se emplean para producir un cambio de cantidad de
movimiento o de dirección de flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera
separación mecánica de las fases, además de generar (en el caso de los
distribuidores), un patrón de flujo dentro del recipiente que facilite la separación final de
las fases, reduciendo posiblemente el tamaño de la boquilla de entrada y, en cierta
medida, las dimensiones del equipo separador.
� Eliminadores de Niebla: Los eliminadores de niebla son aditamentos para
eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción
de a gravedad en separadores gas–líquido. Entre los diferentes tipos existentes,
destacan las mallas de alambre, conocidos popularmente como “mallas”.
� Rompe vórtices: Están adosados internamente a la boquilla salida de líquido, y
su función es evitar el arrastre de burbujas de vapor/gas en la corriente líquida que deja
el separador.
Tabla 2: Tipos de internos de entrada recomendados para algunos servicios específicos
Fuente: PDVSA (2006)
Criterios más generalizados acerca de los tipos de internos de entrada recomendados
por las normas PDVSA para algunos separadores específicos, basados en la
96
orientación del separador (vertical u horizontal), y otras características del separador
bajo estudio, ver tabla 2.
2.2.13 Calentadores eléctricos
Estos calentadores garantiza óptimas prestaciones y eficiencia para mantener la
temperatura de consistentes, volúmenes de fluidos en circulación forzada: agua, aceites
industriales (combustible, térmico), gas y aire. Estos calentadores pueden instalarse en
posición horizontal o vertical, para el calentamiento por contacto directo de fluidos
destinados a los más variados empleos en los principales sectores industriales. Estos
productos son la mejor solución para el calentamiento de líquidos en convección
forzada, porque constan de resistencias eléctricas blindadas que se aplican en contacto
directo con el líquido a calentar. Las conexiones eléctricas están protegidas dentro de
cajas o tapas estándar de acero al carbono o acero inoxidable IP55/IP56, así como
pueden contar con tapas antideflagrantes ATEX especiales para el empleo en
atmósferas explosivas.
2.2.14 Simulador de procesos Hysys 8.0
La ingeniería de los procesos industriales precisa de herramientas para resolver los
problemas de diseño, evaluaciones y dimensionamiento de los procesos industriales. La
industria se ve forzada a construir costosas plantas pilotos para simular y probar el
comportamiento de nuevos procesos para aplicar después los conocimientos adquiridos
en la panta real que se construirá posteriormente.
. La simulación de procesos dentro de la industria petrolera constituye la herramienta de
trabajo que nació lentamente, en paralelo con la aparición de simuladores como
HYSYS, PRO II y entre otros se ha impuesto a la mayor velocidad y evidente eficiencia
en los procesos. (Creus 1988).
Simulador de procesos Hysys 8.0 Hysys es una herramienta que modela procesos para
simulación en estado estacionario, diseño, supervisión de funcionamiento, optimización
y planificación para negocios de producción de crudo, industrias de procesamiento del
gas natural y refinación del petróleo. Proporciona una solución en modelos de procesos
97
intuitiva e interactiva que permite crear los modelos en estado estacionario para diseño
de una planta, supervisión de funcionamiento, localización de averías en otros.
2.2.15 Modelos termodinámicos.
Al simular una planta química se necesita establecer el modelo termodinámico más
adecuado para calcular los datos de equilibrio gas-liquido, las entalpias, entropías y
propiedades P-V-T de gases y líquidos. Los programas utilizados permiten seleccionar
una amplia variedad de modelos termodinámicos que incluyen tanto ecuaciones de
estado como ecuaciones de coeficiente de actividad.
La selección del modelo termodinámico depende de los componentes presentes,
presiones y temperaturas de operación, entre otros. La selección debe hacerse con
mucho cuidado ya que las diferencias que presentan los valores obtenidos en las
simulaciones y los reportados en la realidad, generalmente se deben a la selección de
un modelo termodinámico inadecuado.
2.2.15.1 Ecuaciones de estado
Las ecuaciones de estado procuran describir la relación entre la temperatura, la
presión, y volumen para una sustancia o una mezcla dada de sustancias. La ley de gas
ideal, es una de las ecuaciones de estado más simples. Aunque razonablemente es
exacta para los gases a presiones bajas con altas temperaturas, llega a ser cada vez
más inexacta a presiones altas y temperaturas más bajas. Se han propuesto una gran
cantidad de ecuaciones de estado más complejas además son más realistas que la ley
de gas ideal.
2.2.15.2 Selección del paquete termodinámico
Se seleccionan parámetros necesarios para aplicar o no a un sistema termodinámico, a
fin de evaluar y analizar la influencia de estos en el proceso de estudio. En el simulador
Hysys 7.2 existen diferentes métodos termodinámicos (modelos matemáticos) para
determinar las propiedades de los componentes que conforman el proceso.
Los componentes presentes en el sistema estudiado son los que conforman el gas
natural y otros compuestos. Para este sistema el método termodinámico a emplear se
98
encuentra dentro de las categorías de las ecuaciones de estado, las cuales relacionan
la densidad, temperatura, presión y composición del fluido en estudio. En las que se
pueden mencionar:
� GS: Grayson Street.
� LK: Lee Kesler.
� SRP: Soave Redlich Kwong.
� PR: Peng Robinson.
� BWRST: Benedict – Webb Rubin – Starling Twu.
� LKP: Lee – Kesler – Plocher.
� BK10/CP: Braun K10 con curt – Pitzar.
Para definir la selección del paquete termodinámico se toma como referencia las
características del gas de alimentación al proceso, tales especificaciones hacen posible
considerar la ecuación de estado a utilizar.
2.3 Definición de términos básicos
� Aguas- Abajo: Se refiere a una zona ubicada después de un punto de
referencia, tomando como base el sentido de flujo.
� Aguas- Arriba: Se refiere a una zona ubicada antes de un punto de referencia,
tomando como base el sentido de flujo.
� Caída de presión: Diferencia de presión entre dos puntos.
� Combustible: sustancia capa de quemarse uniformemente produciendo energía
calórica o cinética en cantidades apreciables. En la práctica los combustibles son
mezclas carbonosas o compuestos de carbono, como sucede con los
hidrocarburos, los alcoholes, el carbón vegetal o el mineral.
� Combustión: reacción química entre el oxígeno y un material oxidable,
acompañada de desprendimiento de energía y que habitualmente se manifiesta
por incandescencia o llama.
� Calor: Se define como la energía cinética total de todos los átomos o moléculas
de una sustancia.
� Falla: Rotura, rompimiento. Defecto material de una cosa que merma su
resistencia. Defecto. Incumplimiento de una obligación.
99
� Flujo: Es la cantidad de fluido que pasa a través de la sección por unidad de
tiempo.
� Gas agrio o ácido: Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de
hidrogeno, dióxido de carbono y otros componentes ácidos (cos, cs2,
mercaptanos y entre otros.) razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de
agua libre.
� Gas Combustible seco: Gas natural cuando no contiene componentes pesados.
En caso contrario cuando en el gas hay componentes pesados en cantidades
considerables se le llama gas rico.
� Gas combustible: Gas natural capaz de quemarse con la debida presencia de
aire.
� Gas dulce: Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno (h2s),
menores a 4ppm.
� Gas húmedo: Gas que contiene hidrocarburos licuables al igual que vapor de
agua a temperatura y presión ambiente.
� Gas pobre: Es un gas que prácticamente está formado por metano (ch4) y etano
(c2h6). El gas natural también puede contener cantidades variables de vapor de
agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y nitrógeno, entre otros.
� Gas rico: Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de
hidrocarburos líquidos (c3), aproximadamente a 3 gpm (galones por 1000 pies
cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna relación con el contenido de
vapor de agua que puede contener el gas.
� Gas seco: Se refiere a un gas natural con un contenido muy bajo de
componentes condensables, como por ejemplo el agua.
� Llama: Masa gaseosa en combustión que se elevada de los cuerpos que arden
y despide luz de varios colores. Dígase en hidrocarburos, cuando tiene matices
rojos y amarillos, se habla de combustión incompleta; la llama azul indica que se
está quemando el combustible completamente.
� Perfil de Llama: Comportamiento de la intensidad de llama evaluada en un
punto del generador de gas. Ayuda a predecir el nivel de temperatura por zonas
de la cámara de combustión.
� Poder Calorífico: Cantidad de energía que puede producir al quemarlo. El
metano, miembro más liviano de la cadena parafínica, genera 1.010 BTU, al
100
quemar un pie cubico en presencia de aire. A eso se le llama valor calorífico
bruto o total.
� Presión: La presión se define como una fuerza normal que ejerce un fluido por
unidad de área. Se habla de presión solo cuando se trata de gas o líquido.
Mientras que la contraparte de la presión en los sólidos es el esfuerzo normal.
Puesto que la presión se define como la fuerza por unidad de área, tiene como
unidad los newtons por metro cuadrado (N/m2), también conocido como pascal
(Pa).
� Punto de rocío: el punto de rocío o temperatura de rocío es la temperatura a la
que empieza a condensarse el vapor de agua contenido en el aire y agua,
produciendo rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo
suficientemente baja, escarcha.
� Skid: Patín o Plataforma. Base en la cual se soporta un equipo.
� Temperatura: Medida de la cantidad de calor que tiene la materia. Parámetro
clave de diseño que conjuntamente con el volumen y la presión, definen el
comportamiento de los fluidos.
� Termofluencia: temperatura a la cual los metales comienzan a deformarse
plásticamente hasta fallar. La deformación plástica que sufre el material depende
de la temperatura y del tiempo que la fuerza esté aplicada.
� Transferencia de calor: En física, proceso por el que se intercambia energía en
forma de calor entre distintos cuerpos, o entre diferentes partes de un mismo
cuerpo que están a distinta temperatura.
� Turbina: Maquina destinada a transformar en movimiento giratorio de una rueda
de paletas la fuerza viva o a la presión de un fluido.
� Turbina de Expansión de Gas: Mecanismo para convertir el trabajo mecánico
parte de la energía que contiene el gas o el vapor, lo cual se hace al expandir el
gas o el vapor a través de una turbina.
� Variables: son las propiedades que nos interesan controlar en un producto,
proceso o servicio que se pueden representar por un número y que puede tomar
cualquier valor.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
Se desarrollan aspectos como el tipo de investigación, factibilidad técnica y
procedimientos que fueron utilizados para llevar a cabo dicha investigación.
3.1 Tipo de investigación
El tipo de investigación establece los pasos a seguir en el estudio, sus técnicas y
métodos. En general establece todo el enfoque de la investigación influyendo en
instrumentos, y hasta la manera de cómo se analiza los datos recaudados (Arias, 2004).
Así mismo el tipo de investigación se determina por el tipo de problema que se desea
solucionar, con los objetivos que se pretenden alcanzar en el estudio y la disponibilidad
de recursos.
En atención a las características que presenta esta investigación se desarrolló
como descriptiva, para Arias (2007) la investigación descriptiva consiste en la
caracterización de un hecho o fenómeno para establecer su estructura o
comportamiento. Los estudios descriptivos la forma independiente de las variables aun
cuando no se formulen hipótesis las primeras aparecerán enunciadas en los objetivos
de la investigación. Se requiere proponer el diseño del sistema alternativo de gas
combustible de los turbogeneradores eléctricos.
Así mismo, la investigación es proyectiva, para Hurtado (2008) la investigación
proyectiva se requiere cuando el investigador ha reconocido una situación que amerita
ser mejorada y para ello debe garantizar algún tipo de propuesta, pero no tiene todo el
conocimiento que le permita formular la propuesta.
3.2 Diseño de la investigación
El diseño de la investigación se refiere al mecanismo utilizado por el investigador para
abordar el problema. En este mismo orden de ideas se catalogó de campo, según Arias
(2007), una investigación de campo “consiste en la recolección de datos directamente
102
de los sujetos investigados, o de la realidad donde ocurren los hechos (datos
primarios), sin manipular o controlar variable alguna”. Por lo tanto, este estudio se
enmarcó en una investigación de campo, ya que los datos fueron extraídos en forma
directa de la realidad y por el propio investigador, a través del uso de instrumentos para
recolectar la información.
Por otra parte, Sampieri y otros (2001) explican que los “diseños no experimentales de
investigación se realizan sin manipular variables intencionalmente, se observa el
fenómeno tal y como se presenta en su contexto natural para después analizarlos; es
más cercano a la realidad estudiada, posee un control menos riguroso que la
experimental”. Por tal motivo, la actual investigación presenta un diseño de campo y no
experimental ya que no se manipulan variables estudiadas.
3.3 Población y Muestra
Para Arias (2007), la población representa todas las unidades de la investigación que
se estudia de acuerdo a la naturaleza del problema, es decir, la suma total de las
unidades que se van a estudiar, las cuales deben poseer características comunes
dando origen a la investigación.
La muestra es una parte de la población, o sea, un número de individuos u objetos
seleccionados científicamente, cada uno de los cuales es un elemento del universo.
Para Balestrini (1997), La muestra “es obtenida con el fin de investigar, a partir del
conocimiento de sus características particulares, las propiedades de una población”
Para la presente investigación la población y la muestra la constituye el sistema de
acondionamiento de gas combustible y arranque de los módulos de compresión de la
planta compresora CEUTAGAS.
3.4 Técnicas e instrumentos de recolección de datos.
Una vez definidos los indicadores, es etapa de seleccionar las técnicas e instrumentos
de recolección de datos pertinentes para responder las interrogantes formuladas, todo
en correspondencia con el problema, y los objetivos de la investigación. Por lo cual
Arias (2006) dice: Se entenderá por técnica, procedimiento o forma particular de
obtener datos o información.
103
La aplicación de una técnica conduce a la obtención de información la cual debe ser
guardada en un medio material de manera que los datos puedan ser recuperados,
procesados, analizados e interpretados posteriormente. A dicho soporte se le denomina
instrumento. Para Arias (2002) es: un instrumento de recolección de datos es cualquier
recurso, dispositivo o formato (en papel o digital), que se utiliza para obtener, registrar o
almacenar información. Conforme a estas dos definiciones anteriores, la presente
investigación utilizara los siguientes métodos e instrumentos de investigación:
Observación Directa
Esta técnica se aplica para la verificación en persona del problema, predecir las
características y datos que se sistematizaran en la investigación haciendo énfasis en la
percepción sensorial, aumentando las probabilidades de datos exactos, es decir
objetivos y comprobables. Bavaresco (2003:54) “las observaciones se pueden
considerar como la técnica de mayor importancia, por cuanto es la que conecta al
investigador con la realidad, es decir al sujeto con el objeto o problema que se está
estudiando.
La entrevista no estructurada:
Tamayo (2009:19) se expresa de esta técnica como “la relación directa establecida
entre el investigador y su objeto de estudio a través de individuos o grupos con el fin de
obtener testimonios orales”. Las entrevistas no estructuradas, esta entrevista se
realizarón al personal de la empresa; operadores, mecánicos, instrumentistas, y en
especial al ing. de planta.
Bibliográfica o documental
Bavaresco (2003:54) afirma que “esta técnica tiene su apoyo en los distintos tipos de
notas de contenido, información general, resumen, paráfrasis, comentarios o
confrontación directa (textual o literal) mixta y cruzada así como la técnica de cita de pie
de página y en la bibliografía final del trabajo de investigación”. Para esto se
identificaron las fuentes documentales, las cuales están representadas por normativas,
leyes, reglamentos y decretos, e información bibliográfica, hemerográfica y/o
relacionada con el tema, las cuales pueden dar respuesta a las necesidades
104
planteadas, y luego se utilizaron técnicas como el subrayado, el fichaje, las notas de
referencias bibliográficas, los cuadros resumen, las hojas de cálculo, entre otros.
Computadores y sus unidades de almacenamiento
Es un dispositivo que se encarga de procesar la información mediante el diferente
software que se aplican en ella, además de procesar información este almacena.
Software de procesos Hysys
Es un programa interactivo enfocado a la ingeniería de procesos y la simulación, que se
puede utilizar para solucionar toda clase de problemas relacionados con procesos
químicos. Fue adquirido por AspenTech en el 2004 por lo que es desarrollado en la
actualidad por Aspen Technology. Es un simulador bidireccional, ya que el flujo de
información va en dos direcciones (hacia delante y hacia atrás). De esta forma, puede
calcular las condiciones de una corriente de entrada a una operación a partir de las
correspondientes a la corriente de salida sin necesidad de cálculos iterativos.
3.5 Procedimiento metodológico de la investigación:
Las fases de la presente investigación estuvo fundamentada por Arias (2007), el cual
establece los lineamientos específicos para analizar la situación inicial y tomar datos
necesarios para un adecuado desarrollo de los objetivos específicos planteados para la
investigación.
� Describir las condiciones del proceso y la infraest ructura actual del sistema
de gas de combustible y arranque de los generadores de gas de la planta
compresora Ceutagas: Para esto se utilizara la información correspondiente al diseño
original del paquete de acondionamiento, además de los informes de inspección de
equipos estáticos de la infraestructura perteneciente al sistema de gas combustible y
arranque, con la información recolectada se realizó una comparación usando el
simulador de procesos Hysys 8.0 y de esta manera se comprobaran las condiciones de
operación del sistema comparando con las condiciones recomendadas por los
fabricantes.
105
� Analizar la incidencia de fallas en las unidades ge neradoras de gas que
repercuten en la eficiencia de las unidades debido a los problemas en el proceso
de acondicionamiento de gas combustible. Se evaluó el histórico de fallas presentes
en los generadores de gas LM2500 y RB211, modelos instalados en la Planta
Compresora CEUTAGAS, con la finalidad de encontrar los puntos débiles y de esta
forma realizar un diseño que garantice la corrección o disminución del impacto operativo
de las unidades con condiciones no ideales de gas combustible.
� Determinar las condiciones de operación de las uni dades generadoras de
gas de acuerdo a la información técnica recomendada por las empresas
fabricantes. En función de los requerimientos para el combustible exigidos para la
operación de las unidades generadoras de gas, se realizó un compendio de
propiedades de los boletines de servicio que satisfagan las necesidades de los
generadores RB211 y LM2500; con las propiedades obtenidas se realizaran los
cálculos para establecer un nuevo diseño de ingeniería que satisfaga dichas
condiciones.
� Proponer un diseño de ingeniería del proceso de gas combustible y
arranque de la planta compresora Ceutagas que satis faga los requerimientos
técnicos recomendados por los fabricantes: Con el uso del Simulador de Proceso
Hysys 8.0, se determinó el nuevo arreglo y las nuevas condiciones de proceso del
paquete de gas combustible y arranque; posteriormente en función de estos nuevos
parámetros se realiza un dimensionamiento de los nuevos equipos se generara una
nueva filosofía operacional que permita al personal de operaciones una correcta
manipulación y entendimiento de las variables del sistema de acondionamiento de gas
combustible y arranque.
CAPÍTULO IV
ANALISIS Y RESULTADOS
A continuación se discuten y analizan los resultados obtenidos en la presente
investigación para dar respuesta a los objetivos planteados en el problema
fundamentado en el marco teórico y desarrollado de acuerdo al procedimiento de la
investigación. Para su mayor entendimiento se lo desglosa por objetivos, que a
continuación se viene detallando.
4.1 Descripción de las condiciones del proceso y la in fraestructura actual del
sistema de gas de combustible y arranque de los gen eradores de gas de la planta
compresora Ceutagas.
El gas de arranque y combustible involucrado en el proceso de combustión interna de
los generadores de gas para su arranque, normalmente es el mismo gas de compresión
o es tomado de las líneas de entrada a planta al nivel de presión que se ajuste al
sistema de regulación de presión instalado, procurando que las condiciones del mismo
sean apropiadas para la operación y de esta manera evitar la llegada de líquidos al
sistema de ignición de los equipos. El sistema de acondicionamiento de gas arranque y
combustible busca principalmente ajustar el gas de proceso tomado de la descarga a
las condiciones mínimas como presión y temperatura recomendadas para la operación
de los generadores de gas.
El sistema de acondicionamiento de gas arranque y combustible del Centro de
Compresión CEUTAGAS está compuesto por un cabezal de recolección de fluido, por
un sistema de válvulas de control automático reguladoras de presión (PCV-01, PCV-02,
PCV-03) que provocan una caída de presión a la presión indicada para el proceso de
combustión del equipo, luego pasa a un sistema de depuración de gas/liquido
(Depurador V-15), para eliminar las impurezas liquidas que estén contenidas en la
corriente de gas producto de la caída de presión y posteriormente pasa a través de un
intercambiador de calor (E-7) y un calentador eléctrico (E-1), los cuales tienen como
objetivo aumentar la temperatura y garantizar el cumplimento de las condiciones
107
exigidas por los fabricantes de dichas unidades, principalmente suministrar el
combustible con una temperatura de rocío superior a los de 45°F, ver figura 36.
Figura 36: Diagrama de flujo del sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque de la planta compresora complejo CEUTAGAS.
Fuente: PDVSA, (2010).
Parte de este sistema comienza cuando se recibe flujo de gas del cabezal de descarga
de la planta, a 120 °F y a una presión de 1800 psig(corriente 1), para disminuir la
presión a 1300 Psig y 90 °F (corriente 2), mediante una válvula controladora de presión
(PCV-01). Para el periodo de arranque de un módulo, el sistema recibe gas de alta
presión proveniente de Ceutagas-1 a 1300 Psig y 90°F, donde la presión es controlada
mediante la válvula PCV-02 hasta 900 Psig cayendo su temperatura hasta 71°F
(corriente 3).
Mediante la válvula controladora de presión (PCV-03), el gas se expande desde una
presión de 900 psig a 540 psig, disminuyendo su temperatura hasta a 52°F (corriente
4). Luego es dirigido al depurador (V-15) que se encarga de separar los posibles
condensados que se formaron gracias a la caída de presión experimentado por el gas,
108
también cumple con la función de extraer las partículas de sólidos provenientes de la
corrosión de las tuberías, bridas y válvulas. El líquido y los contaminantes no deseados
son desalojados del depurador (V-15) hacia el recipiente (V-14) (corriente 8) en donde
será enviado a las estaciones de flujo correspondientes (EF-1/7 y EF-4/7).
El gas sale del depurador V-15 por el tope en condiciones de vapor saturado (corriente
5). Hasta este punto del diagrama de flujo del sistema de acondicionamiento de gas
arranque /combustible para los generadores, se conoce como fase de separación. En la
figura 37 se aprecia el diagrama de flujo de la fase de separación.
Figura 37: Fase de separación del sistema de acondicionamiento de arranque. Fuente: PDVSA, (2010).
A fin de llevar el gas a las condiciones exigidas por los fabricantes de los generadores
de gas, este debe ser sobrecalentado para lo cual se tienen dos etapas: El gas entra a
la fase de acondicionamiento que comienza con el intercambiador de calor (E-7) que es
de tipo doble tubo el cual opera con flujo paralelo, este cumple con la función de
precalentar el gas hasta los 88°F, el fluido que se utiliza para intercambiar calor es
tomado del cabezal de descarga general de la planta, el cual se encuentra a unas
condiciones promedio de 1800 psig y 120°F (corriente 9); este gas sufre un enfriamiento
producto del intercambio de calor en el equipo y es descargado hacia el cabezal de
1300 psig en CEUTAGAS-1 (corriente 10)
En el caso de que ninguno de los módulos de la planta esté en operación, no se cuenta
con gas en el cabezal de descarga, un calentador eléctrico sobrecalienta el gas hasta
109
88ºF. El calentador eléctrico (E-1) es un equipo que utiliza cuatro resistencias eléctricas
para el proceso de calentamiento para llevarlo a las condiciones que es exigido por los
fabricantes de los generadores, a través de resistencias eléctricas de 37.7 kW cada
uno, lo cual realiza la transferencia de calor que permitirá alcanzar las condiciones de
temperatura óptimas del gas, así garantizar la alimentación de gas seco a los
generadores de gas a 540 Psig y 88°F (corriente 7), ver figura 38.
Figura 38: Fase de acondicionamiento del sistema de gas de combustible y arranque de la planta compresora complejo CEUTAGAS.
Fuente: PDVSA, (2010).
El Intercambiador de calor de doble tubo E-7 y el calentador eléctrico E-1 cumplen la
función de precalentar hasta 88°F el gas combustible y arranque para el sistema, estos
equipos nunca operan simultaneo, el operador le indicara al control cual sistema de
acondicionamiento utilizar considerando si cuenta o no con gas caliente en el cabezal
de descarga.
Otra ventaja que ofrece el sistema de acondicionamiento de gas combustible y
arranque es que el sistema cuenta con una línea de gas que llega al cabezal de
succión, la cual cumple la finalidad de aumentar la presión en la línea succión en caso
110
de que esta se encuentre por debajo de los requerimientos operacionales necesarios
para los compresores de proceso de los diferentes módulos de compresión, ver figura
39.
El gas combustible que sale del sistema de acondicionamiento de gas de arranque se
une al sistema de acondicionamiento de gas combustible propio de cada módulo de
compresión. Cada módulo de compresión cuenta con su paquete de acondicionamiento
el cual es utilizado en la fase de autoalimentación de gas combustible, en ellos se
cuentan con equipos que se encargan de acondicionar más a fondo el gas para la
entrada en los combustores del generador de gas.
Figura 39: Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible Modulo C-1 Fuente: PDVSA, (2010).
Este paquete está integrado por un intercambiador de calor E-9, este es un
intercambiador de doble tubo en primer lugar el gas caliente pasa por la carcasa,
jugando con la temperatura de entrada al paquete, a la salida de este se tiene el
Depurador V-19 el cual se encarga de retener los rastros de líquido presentes en el
sistema. Luego se tiene la Válvula PV V5/2 la cual realiza un corte de presión desde
111
540 Psig hasta 400 Psig, posterior a la válvula el gas circula a un filtro separador V5, el
cual actúa como un purificador de partículas sólidas y un retenedor de líquidos, ver
figura 40.
Continuando con esto el gas frio que sale del filtro entra al tubo del intercambiador E-9.
Debido a los cambios en las temperaturas se tiene un filtro coalescente B1 el cual se
encarga de eliminar vapores o neblina que sea formado en el gas de proceso. Para el
momento del arranque del generador de gas la lógica de control de procesos realiza la
alineación del paquete de combustible en dos fases. Las cuales se presentan a
continuación
FASE 1:
El gas es destinado para el arranque o giro inicia l de la unidad.
El gas se dirige al motor mecánico de arranque; esto se realiza en dos etapas. En
primer lugar se realiza apertura de la válvula FCV-147, esta válvula realiza una caída de
presión desde 400 Psig hasta 20 Psig, lo cual origina una caída de temperatura desde
77 °F hasta 44 °F, manteniéndolo fuera del punto de rocío del gas y de la curva de
formación de hidratos, de esta manera se protege la integridad del motor de arranque
de la unidad; con la apertura de la válvula FCV-147 el generador realiza el giro en etapa
de purga alcanzando desde 0-1350 RPM.
En segundo lugar cuando el Generador de Gas sobrepasa las 1350 RPM se realiza la
apertura de la válvula FCV-148 correspondiente al proceso de aceleración de la 2da
rampa, esta válvula realiza un corte de presión desde 400 Psig hasta 35 Psig,
originando de igual manera una caída en la temperatura desde 77°F hasta 46 °F,
siempre operando por encima de la temperatura de rocío del gas y del lado derecho de
la curva de formación de hidratos. Con la apertura de la válvula FCV-148 el generador
alcanza una velocidad desde 1350-4500 RPM.
FASE 2:
Ignición del Combustible
112
Luego que la unidad alcanza 4500 RPM se da inicio a la ignición en la cámara de
gases; motivo por el cual se realiza el cierre automático de las válvulas FCV-147/148 y
se da apertura de la válvula FCV-145 permitiendo el flujo de gases a la cámara de
combustión para dar ignición con una de las dos bujías disponibles.
La válvula FCV-145 (WoodWard) realiza un corte de presión desde 400 Psig hasta 300
Psig, y con esto una reducción de la temperatura desde 77°F hasta 69°F. En esta etapa
es de vital importancia mantener una buena temperatura de suministro de gas
combustible manteniéndose por encima de la temperatura de rocío del gas, debido a
que el ingreso de líquido afecta la vida útil de la unidad.
Una vez establecida la ignición en el generador de gas el sistema de acondicionamiento
de gas de arranque se encargará de suministrar el flujo de combustible necesario para
mantener la ignición en la cámara de gases mientras culmina el periodo de
calentamiento (30min) y se realice la aceleración de la unidad. Ya cuando la unidad se
encuentre en proceso de aceleración y el compresor de 2da etapa supera las 550 Psig
en la descarga la válvula de suministro de gas de arranque SDV V5/1 se cerrará de
forma automática dando apertura de las válvulas SDV-6 y SDV V5/2 para el suministro
de gas combustible autoalimentado de las etapas de compresión.
El paquete de acondicionamiento de los módulos de compresión está diseñado para
operar de forma efectiva durante el proceso de autoalimentación, es allí en esa etapa
donde se alcanza un mejor balance en la temperatura de suministro de gas combustible
debido a la operación con gases fríos y calientes de la 2da y 3era etapa de compresión.
Durante la fase de arranque las condiciones de operación dependen directamente de
las condiciones del sistema de acondicionamiento de gas de arranque, la mala
operación de este sistema originaria la entrada de condensados en la cámara de
combustión lo que aumentaría los perfiles de temperatura y distorsión de llama
afectando disminuyendo así la vida útil de las unidades generadoras.
113
Figura 40. Diagrama General del Sistema de Acondicionamiento de Gas de Arranque y Combustible de los Módulos de
Compresión de CEUTAGAS III de la Planta Compresora CEUTAGAS.
114
� Condiciones De Diseño de Equipos del Paquete de Aco ndicionamiento
de Gas Combustible y Arranque de la Planta Compreso ra CEUTAGAS.
A continuación se describen según diseño los equipos principales del sistema de
gas combustible y arranque: tal como son el depurador vertical (V-15),
intercambiador de calor (E-7), y un calentador eléctrico (E-1).
� Especificaciones según diseño del Depurador V-15
El depurador V-15 se encarga de recoger y drenar todos los posibles condensados
que se originan por el proceso de acondicionamiento de presión desde 1800 Psig
hasta 540 – 580 Psig. El mismo está ubicado en el Modulo de Admisión de la
Planta Compresora CEUTAGAS.
Datos Básicos de Diseño del Separador Actual:
El gas que sale por el tope del Depurador V-15 sale al intercambiador de calor
E-7, mientras que los liquidos que se acumulan en el separador son enviados
directamente al tanque acumulador de condensados V-14, ver figura 41.
115
Figura 41: Datos Básicos de Diseño del Depurador Actual
Fuente: Pdvsa (2013).
116
� Especificaciones según diseño del intercambiador de calor (E-7):
El intercambiador de calor E-7 es del tipo Doble Tubo Concéntrico, este se
encarga de Precalentar el gas combustible para de esta manera ir aumentando
la temperatura y acercarse a los requerimientos mínimos exigidos por los
fabricantes de los generadores de gas.
El tipo de arreglo del intercambiador de doble tubo es en serie, permitiendo que
el fluido circule directamente a traves de todo el sistema en forma de cascada.
De igual manera se tiene el siguiente balance de energia en el intercambiador:
117
De igual forma se tiene la siguiente LMDT que explica el comportamiento de
temperaturas de los fluidos frio y caliente durante el proceso de intercambio de
calor, ver figura 42.
Figura 42: Comportamiento de LMTD Intercambiador de Calor por Diseño Fuente: López (2013).
� Especificaciones según diseño del calentador eléctr ico (E-1): Se
encarga de calentar por completo el gas combustible con la finalidad de
cumplir con las especificaciones del paquete de gas combustible y
arranque.
118
� Condición actual del sistema de acondicionamiento d e gas de
combustible y arranque (Black Start)
De acuerdo a la inspección visual efectuada por el personal de inspección de
equipos estáticos (IEE), al sistema de acondicionamiento de gas de combustible y
arranque conformado por los siguientes equipos principales: un depurador V-15,
intercambiador de calor E-7, y un calentador eléctrico E-1, ubicados en el módulo
de admisión de la planta compresora CEUTAGAS.
Se lograron identificar dos equipos fuera de servicio, (intercambiador de calor E-7
y el calentador eléctricoE-1). Con los siguientes problemas que a continuación se
detallan:
� Calentador eléctrico E-1:
La tarjeta controladora de temperatura se encuentra en obsolescencia dando paso
a un descontrol de esta variable. La inspección realizada por Ingeniería de
Instalaciones IE/ICI, determinó que el sistema de control e instrumentación del
calentador está incompleto debido a que alguno de sus componentes fue
removido para su reparación y no han sido devueltos al tablero de temperatura,
ver figura 43.
Figura 43: Tablero de Control del Calentador Eléctrico E-1, se observa ausencia de equipos.
Fuente: PDVSA (2013).
119
• Se detectó un alto deterioro en el calentador Eléctrico E-1 en los soportes y
conexiones bridadas del equipo.
• Este equipo cuenta con cuatro resistencias de los cuales solo dos están en
funcionamiento, ver figura 44.
Figura 44: Deterioro encontrando en bridas y soportes del Calentador Eléctrico E-1
Fuente: PDVSA (2013).
� El intercambiador de calor (E-7)
• Se puede resaltar que los valores de espesor medidos con ultrasonido “lado
carcaza” estaban comprendidos entre 5.8 y 6.2 mm los cuales se
compararon con el espesor mínimo requerido según norma ASME Sección
VIII Di. I (UG-27) contemplado en 5.8 mm. Se aprecia los valores medidos
se encuentran dentro del espesor mínimo requerido por diseño. Desde el
120
punto de vista mecánico, el intercambiador de calor E-7 presenta en líneas
generales un bajo grado de deterioro externo, ver figura 45.
Figura 45: Evaluación Sección Externa del Intercambiador de Doble Tubo E-7.
Fuente: PDVSA (2013).
• Adicionalmente, los valores de espesor de pared “lado carcaza” se
encuentra dentro del valor mínimo requerido según norma.
• La inspección realizada por Ingeniería de Instalaciones IE/ICI, determinó que el
intercambiador de calor E-7 presenta una fisura en el tubo interno (alta presión)
que está dejando pasar el gas y poniendo en contacto las dos corrientes
aumentando así considerablemente la presión en el gas de
arranque/combustible.
A consecuencia de estos dos equipos estén fuera de servicio, se originan una
serie de desviaciones entre ellas tenemos que en el momento de arranque la
circulación del flujo de gas se encuentra a bajas temperaturas (entre 48°F y 52°F)
a la salida del sistema, aumentando de esta manera la formación y arrastre de
condensados, lo que se evidencia con el congelamiento y humedecimiento de las
121
líneas con la posibilidad de que el gas este arrastrando trazas de líquido a los
generadores de gas, ver figura 46.
Figura 46: Condición Actual de Suministro de Gas de Arranque a las Unidades Generadoras de Gas. Fuente: López 2013.
Durante la puesta en marcha del sistema de acondicionamiento de gas de
arranque/combustible se ha observado valores críticos de alimentación 45°F
debido a los equipos que se encuentran fuera de servicio que se encargan de
suministrarle energía calorífica a la corriente de gas para llevarle de vapor
saturado a vapor sobrecalentado (36°F mínima por encima del punto de rocío
exigido por los fabricantes de los generadores).
122
En caso de que este llegando esos condensados al generador, es alarmante
debido a que la temperatura de la llama en el interior del generador están elevada
como resultado del aumento en el poder calorífico de la mezcla por ser rica en
líquidos, que trae como consecuencia disminución en la eficiencia y acortamiento
de la vida útil de la unidad tanto del generador como de la turbina de potencia.
� Evaluación a nivel de Proceso de las Condiciones Ac tuales de
Operación del Paquete de Acondicionamiento de Gas C ombustible y
Arranque.
1Para realizar la siguiente evaluación se solicitó el apoyo al personal de PDVSA
INTEVEP para el análisis cromatografico de muestras de gas tomadas en el
paquete de acondicionamiento de gas de arranque. Para evaluar las condiciones
actuales de proceso del sistema de gas de arranque/combustible de la planta fue
necesario utilizar el simulador de procesos. El simulador empleado fue HYSYS
versión 8.0, ver figura 47.
Figura 47: Simulación de las condiciones de diseño del sistema de acondicionamiento de gas de arranque/combustible del complejo CEUTAGAS.
Fuente: López 2013.
El gas negro o gas de arranque/combustible (Black Start) es tomado del cabezal
de descarga, es necesario determinar sus características y propiedades
123
generadas por los cambios en las variables de operación a los que esta se somete
en todo el sistema de acondicionamiento, la que permitirá predecir la forma
condensado, agua libre, o formación de hidratos.
Para evaluar las condiciones actuales de proceso del sistema de gas de
arranque/combustible de la planta fue necesario utilizar nuevamente el simulador
de procesos HYSYS versión 8.0. Una vez que se procedió a realizar la simulación
del sistema actual de gas de arranque/combustible se realizó un análisis de
sensibilidad paramétrica para identificar las variables sensibles de operación.
Básicamente se simulo para conocer a las condiciones actuales de la corriente de
alimentación de gas a los generadores de los módulos de compresión, para ver si
cumple con las especificaciones requeridas. Para ello se realiza un análisis de las
envolventes en cada corriente después de las válvulas controladoras de presión.
Figura 48: Envolvente Presión–Temperatura de la etapa fase de separación en condiciones reales.
Fuente: López (2013) En la envolvente de proceso, ver figura 48, se puede observar que para la
corriente de alimentación que proviene del cabezal de descarga de la planta
(corriente 1) está fuera de la curva de rocío (no hay formación de condensado).
124
Posteriormente, durante el corte de presión de la válvula PCV-101 (corriente2),
corte de presión de la válvula PCV-102 (corriente3) y corte de presión de la válvula
PCV-103 (corriente 4) se localizan dentro de la envolvente; se aprecia que en
estas condiciones el gas se encuentra en la fase mezcla, existe la formación de
condensados por la caída de presión.
Posteriormente el gas entra al Depurador V-15 lugar en el cual son separados los
rastros de líquidos que se producen durante la caída de presión y el gas que
finalmente será utilizado como gas combustible y arranque. El gas que sale por el
tope del Depurador V-15 se encuentra en condiciones de saturación, es decir
sobre la curva del punto de rocío del gas, a partir de allí el fabricante de las
unidades generadoras de gas determina que deben existir una temperatura
adecuada de 45°F por encima de la temperatura de rocío del gas, la cual debe ser
alcanzada en la etapa de acondicionamiento, ver figura 49.
Figura 49: Condiciones del Gas Combustible y arranque a la Salida del Depurador V-15
Fuente: López (2013) . Luego de esta Fase de Separación entra en juego la Fase de Acondicionamiento
de Gas Combustible y Arranque, en donde el gas se hace circular por el
intercambiador de calor E-7 y el Calentador Eléctrico E-1 los cuales cumplen la
125
función de llevar estas condiciones de saturación a las cuales sale en gas del
Depurador V-15 a las condiciones de temperatura recomendada por los
fabricantes de los generadores de gas.
Actualmente debido a que estos equipos se encuentran fuera de servicio las
condiciones de suministro de gas combustible no están alcanzando los niveles de
temperatura óptimos originando arrastre de condensados hasta la cámara de
combustión del generador de gas alterando de forma significativa el perfil de llama
y la operación confiable de la unidad, ver la figura 50.
Figura 50: Condiciones del Gas Combustible y arranque a la Salida del
Intercambiador y Calentador Eléctrico. Fuente: López (2013)
El gas combustible que sale del sistema de acondicionamiento de gas de arranque
se une al sistema de acondicionamiento de gas combustible propio de cada
módulo de compresión, en donde se llevan a cabo procesos de control de presión
y temperatura, eliminación de partículas sólidas y liquidas. Si el proceso de
acondicionamiento de gas de arranque no cumple con las especificaciones
mínimas de gas combustible recomendadas por los fabricantes existe una alta
126
probabilidad de que estén llegando condensados a la cámara de combustión lo
que afectaría directamente el desempeño y vida útil de los componentes
asociados a los generadores de gas, ver figura 51.
A continuación se evalúa el desempeño del paquete de gas de arranque alineado
al paquete de gas combustible propio de un módulo de compresión, con la
finalidad de determinar cuáles son las consecuencias que originan la mala
operación del paquete de gas de arranque en el desempeño del sistema.
Figura 51: Diagrama de Proceso del paquete de Gas Combustible y Arranque alineado al paquete propio de un módulo de compresión.
Fuente: López (2013)
La inadecuada operación del sistema de gas combustible y arranque origina que el
paquete de acondicionamiento de los módulos de compresión no alcancen los
niveles de temperatura necesarios para alimentar un gas combustible que cumpla
con las especificaciones recomendadas por los fabricantes de los generadores de
127
gas, lo cual se evidencia con la entrada en fase de mezcla del combustible a la
cámara de combustión de las unidades.
Se ubicaran los puntos a evaluar en la envolvente levantada de las condiciones
del gas de proceso a la salida del intercambiador E-9, de donde se distribuye para
las válvulas FCV-147 y FCV-148 para la operación del gas de arranque y a la
válvula FCV-144 para el control y suministro de gas combustible a la cámara de
combustión, siendo esta la condición más crítica debido a que la presencia de
condensados, ver figura 52.
Figura 52: Envolvente de gas de proceso a la entrada del generador de gas, para las etapas de arranque y suministro de combustible a la cámara.
Fuente: López (2013)
Válvula Temp Suministro
Temp Ideal de Suministro Diferencia Resultado
FCV-147 -2.5 °F 44 °F 41.5 °F NO CUMPLE FCV-148 -0.83°F 45 °F 44.17°F NO CUMPLE FCV-144 28.54°F 69 °F 40.46°F NO CUMPLE
Válvula Poder Calorífico
Poder Calorífico Ideal Diferencia Resultado
FCV-144 1140 Btu/SCF 750 – 1100
Btu/SCF +40 Btu/SCF NO CUMPLE
128
El suministro de gas combustible a la válvula FCV-144 en fase de mezcla
representa una condición de operación critica debido a que en este punto
pequeñas fracciones de líquido están siendo quemadas en la cámara de
combustión afectando el comportamiento de la llama y causando problemas
irreversibles en los componentes internos del generador de gas. Esto se evidencia
con el alto poder calorífico que tiene la mezcla al momento de entrar a la cámara
de combustión, la simulación se muestra en la figura 53.
Figura 53: Debilidades del Proceso de Acondicionamiento de gas combustible y Arranque de la Planta Compresora CEUTAGAS
Fuente: López (2013)
En resumen según los resultados del análisis realizado mediante la simulación de
proceso, considerando la Cromatografía y los parámetros de operación, se
concluye que el gas se encuentra en condiciones no aptas para ser utilizado como
combustible, esto debido a la no operación del paquete de acondicionamiento de
gas de arranque y combustible principalmente la condición de fuera de servicio del
intercambiador de calor E-7 y Calentador Eléctrico E-1 , ubicados en el módulo de
admisión de la planta compresora CEUTAGAS.
129
4.2 Análisis de la incidencia de fallas en las unidade s generadoras de gas
que repercuten en la eficiencia de las unidades deb ido a los problemas en el
proceso de acondicionamiento de gas combustible.
Un Generador de Gas, ver figura 54, es un motor térmico rotativo de flujo continuo
adaptado de la aviación para el uso industrial. El funcionamiento de un Generador
de Gas da inicio cuando se introduce aire en la propia turbina que es comprimido
al pasar a través de un compresor de flujo axial, siendo conducido posteriormente
hacia una cámara de combustión donde se le añade el combustible, quemándose
y produciendo gas caliente. El calor generado por la combustión aumenta la
presión dentro de la cámara produciéndose una expansión de los gases al salir de
la misma.
Como resultado, a medida que el gas pierde presión gana simultáneamente
velocidad que es aprovechada por los álabes de la turbina de potencia haciendo
que esta gire, moviendo la carga asociada compuesta por los compresores de
gas.
Figura 54: Generador de Gas. Fuente: General Electric (2012)
Factores que influyen directamente en la vida útil de las partes críticas de los
generadores de gas:
� Fallos de diseño o ensamblaje: La competencia comercial entre
fabricantes, que lleva a que éstos garanticen prestaciones, que no se
corresponden con el desarrollo de la técnica. Las duras condiciones de uso de
130
algunos de los equipos, deficiencia en el proceso de ensamblaje aunado a que
estos equipos se ven obligados a producir al 100% de su capacidad (en muchos
casos, realmente por encima de ese 100% real).
� Ciclos de arranque: El arranque es uno de los momentos más críticos
donde todo debe estar funcionando perfectamente, ya que si hay algo mal puede
acarrear problemas como por ejemplo un desequilibrado que provoque un
exceso de vibraciones, en caso de arranques y paradas cada poco tiempo. Es
decir, la realización de forma continuada de muchos arranques y paradas en un
corto espacio de tiempo son negativas para mantener un correcto funcionamiento
del generador de gas y además acortará su vida útil. La fatiga mecánica por
temperatura será un limitador de vida importante, ya que los materiales se
resentirán al enfriarse y calentarse mucho cada poco tiempo.
� Temperatura de llama: Una alta temperatura de llama degradará más
rápidamente el recubrimiento cerámico y los metales de la cámara de
combustión y de la turbina del generador de gas. Un perfil de llama no uniforme
ocasiona problemas como perdida de rendimiento de la potencia aportada por la
unidad.
� Funcionamiento correcto del sistema de admisión y f iltración de aire:
Se debe tener especial cuidado con los sistemas de admisión y filtración de aire.
Deben estar en un estado adecuado y funcionar bien, ya que su deterioro con el
paso del tiempo y con la exposición a los elementos atmosféricos provoca
ensuciamientos bruscos y averías en el compresor.
La mayor parte de las fallas en generadores de gas se deben a problemas
Asociados a Alta Temperatura de Llama por deficiencia del sistema de
alimentación de combustible lo que origina consecuencias irreversibles en la
cámara de combustión y que a corto plazo alcanza la turbina del generador de gas
disminuyendo el flujo de gases calientes que salen de las unidades. En los
generadores de gas se utiliza normalmente gas natural como combustible, aunque
es posible utilizar también gasóleo y GLP en general. El gas natural, suele
proceder de gasoductos dotados con estaciones de compresión, en los cuales
131
pueden producirse fugas de aceite en los cierres mecánicos de los compresores
de gas de la línea. Puede ocurrir también que se precise la instalación de
reguladores de presión, cuando la presión de la red de distribución de gas es
demasiado elevada, y se produzcan condensaciones al reducir bruscamente la
misma.
En estas condiciones puede existir la presencia de hidrocarburos líquidos, que
provocan daños y erosión térmica en la cámara de combustión y en la zona de las
Toberas de la primera etapa. El depósito de carbón en los inyectores de
combustible, provoca una mayor presión en los inyectores no taponados y en
consecuencia acortando la vida útil de la misma.
Debido a la recurrencia de estas condiciones es preciso realizar
periódicamente boroscopias de la cámara de combustión y las etapas de potencia,
para poder detectar con prontitud posibles anomalías originadas por las fallas en
el sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque de las unidades y
así evitar paros o roturas previsibles de la máquina originados principalmente por
estrés térmico como consecuencia de las altas temperaturas.
Otra parte de las averías son las típicas de los equipos rotativos: vibraciones,
desalineaciones, etc. Y por último, al igual que ocurre con los motores de gas, las
negligencias de operación y Mantenimiento están detrás de muchos de los
problemas que se viven con generadores de gas, y especialmente, detrás de las
averías más graves. Así, tratar de arrancar una y otra vez con alarmas presentes
sin solucionar el problema, o retrasar las inspecciones programadas es la causa
de muchas grandes averías en generadores de gas.
La mayor parte de los fallos en generadores de gas están relacionados con las
altas temperaturas que se emplean en la cámara de combustión las cuales
aumentan en un 40% si se presentan fallas en los sistemas de acondicionamiento
de gas combustible permitiendo el paso de condensados hasta los combustores
de originando flujo de llama no uniforme y alta temperatura de gases de escape, lo
que afecta y reduce notablemente la vida útil de las unidades. Otro gran grupo de
fallas se refiere al ajuste del proceso de combustión, y así el rendimiento y la
estabilidad de llama se ven relacionados con estos ajustes.
132
Problemas en la Cámara de Combustión:
La combustión en generadores de gas tiene lugar en la cámara de combustión,
ubicada entre el compresor y la turbina tal como se muestra en la figura 55.
Figura 55: Ubicación de Cámara de Combustión de un Generador LM2500 Fuente: General Electric (2012).
El proceso de la combustión ha de tener lugar en su totalidad, dentro de la cámara
de combustión, a fin de evitar que los álabes de la turbina estén sometidos a las
elevadas temperaturas de las llamas. La cámara consiste en un recipiente al cual
ingresa el aire comprimido, al que se le añade el combustible que quemará en
forma ininterrumpida. Los gases producto de la combustión dejan la cámara a
elevada temperatura y velocidad, para ser utilizados en impulsar la turbina.
Una cámara de combustión para un generador de gas consta de:
� Un armazón exterior , que resiste las presiones de los gases y que puede
ser de acero ferrifico, ver figura 56.
Figura 56: Cámara de Combustión de un Generador de Gas LM2500.
Fuente: General Electric (2012).
133
� Un armazón interior , sometido a temperaturas elevadas que, al menos en
su parte superior en las verticales, o donde van los quemadores en las
horizontales, se debe construir de acero austenítico o de material refractario. La
sustentación del armazón interior debe permitir la libertad de las dilataciones.
Los generadores de gas funcionan con un elevado exceso de aire para que la
temperatura de los productos de combustión al incidir en los álabes no sea
excesiva y no se produzcan excesivos problemas de corrosión o fatiga en los
mismos, y mantener los efectos derivados de la deformación plástica dentro de
límites aceptables. Tal y como se observa en la figura 57 el índice de temperatura
aumenta en la cámara de combustión alcanzado valores de operación de 1450 °C.
Figura 57 : Perfil de Temperatura y Presión Vs Velocidades del Generador de Gas Fuente: General Electric (2012).
El aire que abandona el compresor ingresa a cada uno de los quemadores
ubicados en la cámara de combustión. Con el flujo de aire (estabilizado) que sale
del compresor y con suministro continuo de combustible se produce la combustión
de la mezcla.Las paredes de la cámara de combustión están sometidas elevadas
temperaturas, debiendo tener una excelente refrigeración para evitar dilataciones
de los materiales, por tal motivo pueden estar refirgerados por agua o aire
(compresor axial)., ver figura 58.
134
Figura 58 : Combustor de una Cámara de Combustión. Fuente: General Electric (2012).
Una cámara de combustión debe cumplir con las sigui entes condiciones:
� Combustión completa (eficiencia de la combustión) � Estabilidad de la combustión
El procedimiento de introducción del aire por zonas no es suficiente para
conseguir la estabilización total del proceso de combustión en una corriente de
aire que se mueve con una velocidad superior a la velocidad de la llama. La
configuración gasodinámica del flujo viene determinada por la forma y colocación
de los dispositivos de admisión de aire primario y secundario en el tubo de llama
de la cámara de combustión.
Para cualquier cámara de combustión existe un límite de mezcla pobre más allá
del cual la llama resulta inestable. Se suele tomar como límite la relación aire-
combustible a la que la llama se apaga, si bien la inestabilidad se presenta,
generalmente, antes de que se alcance dicho límite. Esto se pone de manifiesto
por un funcionamiento duro, que origina vibraciones aerodinámicas que acortan la
vida de la cámara y ocasionan vibraciones en los álabes de la turbina.
135
En la figura se ha representado la curva de estabilidad, representando en
ordenadas la relación aire-combustible y en abscisas el gasto de aire, que es el
cociente entre la relación estequiométrica y la relación aire-combustible, es decir:
Gasto de aire = 1/riqueza.
Para que una cámara de combustión resulte adecuada para una cierta función, su
margen operativo que viene definido por la curva de estabilidad, debe cubrir el
margen de relaciones aire-combustible, y de los gastos másicos requeridos por la
turbina. También es preciso comprobar situaciones límite, como las que se
presentan en las aceleraciones y deceleraciones; en una aceleración se produce
un rápido aumento del gasto de combustible inyectado, mientras que el gasto de
aire no alcanza su nuevo régimen, por lo que transitoriamente bajará la relación
aire/combustible, mezcla rica.
Otro factor a tener en cuenta es que la curva de estabilidad depende de la presión
en el interior de la cámara, estrechándose los límites de estabilidad al decrecer la
presión debido a la consiguiente disminución de la velocidad de la combustión.
� Gasto De Combustible
En condiciones de funcionamiento, el gasto de combustible del generador de gas
varía entre límites muy amplios. Si se regula el combustible variando la presión de
suministro, el inyector siempre presentará un grado de pulverización muy diferente
del régimen máximo a los regímenes reducidos, ver figura 59.
Figura 59 : Curva de Gasto de Combustible. Fuente: General Electric (2012).
136
Si por ejemplo se diseña el inyector para obtener un determinado grado de
pulverización a plena carga, presiones de suministro de 40 a 60 atm, resulta que
en regímenes reducidos, el salto de presiones a través del orificio del inyector
disminuye tanto que se obtiene un grado de pulverización inadmisible.
� Rendimiento De Una Cámara De Combustión
El rendimiento depende de las pérdidas de calor a través de las paredes de la
cámara y a la combustión incompleta, que viene ocasionada por:
a) Defectos de formación de la mezcla, debido a que los inyectores pueden dirigir
las gotas de forma que se vean arrastradas a lo largo de las paredes del tubo de
llama.
b) Enfriamiento local de la llama en puntos de entrada del aire secundario,
impidiendo el normal desplazamiento del equilibrio químico.
Fallos Comunes En Cámaras De Combustión De Generado res De Gas
� Grietas
Las grietas o “cracks”, si no son muy grandes, en la cámara de combustión no
suelen suponer un problema en caso que estén aisladas. Si las grietas están muy
juntas o son muy largas pueden conllevar grandes pérdidas de material, por lo que
sí es aconsejable que sean reparadas. Las grietas de este tipo se suelen soldar de
la manera que el fabricante recomiende ya que el tipo de metal de aportación
variará enormemente según el caso.
� Zonas quemadas y deformadas
Las zonas quemadas u oxidadas y deformadas deben analizarse con
individualidad con tal de detectar la causa. Las reparaciones suelen llevarse a
cabo sustituyendo la plancha de material o la pieza afectada. Las quemaduras en
la cámara de combustión suelen ser causadas por: suciedad o funcionamiento
defectuoso en los inyectores o por una mala alineación de la cámara de
combustión.
En el caso de las cámaras de combustión tuboanulares en que las zonas
quemadas sean las similares la causa será, probablemente, una temperatura de
137
llama. También puede ser debido a la formación de los llamados “slugs” o tapones
de gas o líquido debidos a la inadecuada circulación del combustible, que sobre
todo durante los periodos de arranque y sobrecarga impiden la correcta
refrigeración de las zonas primarias de la llama, ver figura 60.
Figura 60 : Quemadores de una cámara de combustión con deformaciones. Fuente: General Electric (2012).
� Problemas en las piezas de transición
Debido a las altas temperaturas estas piezas pueden agrietarse e incluso llegar a
romperse. Los cojinetes y el sello, por la misma razón, están muy sometidos a
desgaste. Estas piezas deben reemplazarse por completo en caso que existan
anomalías o si la reducción del espesor es considerable, ver figura 61.
Figura 61 : Daños en piezas de transición de un Generador de Gas. Fuente: General Electric (2012).
138
� Combustión desigual
Suele ser debida a la obstrucción de los inyectores de combustible y/o los
inyectores de vapor o agua. La combustión desigual también sucede en el caso
que los deflectores de llama no funcionen adecuadamente. La combustión
desigual puede llevar a quemaduras en zonas de la camisa y a los fallos de las
piezas de transición entre la primera etapa de la expansión y la cámara de
combustión. Además una combustión desigual generará una llama pulsante que
vendrá acompañada de vibraciones, que pueden dañar las piezas de transición,
ver figura 62, donde se presentan los las diferentes intensidades de llama.
Figura 62 : Diferentes llamas según presencia de compuestos pesados. Fuente: General Electric (2012).
� Variación del poder calorífico del combustible
Los generadores de gas deben utilizar combustibles con un poder calorífico
recomendado. La variación de combustible puede llevar a fallos como grietas y
pequeñas pérdidas de material en la cámara de combustión, además de
encontrarse quemaduras en los inyectores.
La variación del tipo de combustible hará que cambie su densidad y su poder
calorífico con lo que el índice de Wobbe variará. Un índice de Wobbe mayor al
recomendado hará que la llama se cree más cerca de la camisa, mientras que un
bajo índice de Wobbe dificultará el encendido de la llama y tendrá como resultado
una llama pulsante.
139
� Aumento de las emisiones de NOx
En el caso que aumente la temperatura de la llama por alguna de las razones
mostradas anteriormente, se producirán mayores emisiones de NOx.
La pérdida de material en la cámara de combustión o una deformación notable
dificultará la creación de las distintas zonas de llama con lo que las prestaciones
del equipo variarán. En la imagen se observa una cámara de combustión anular
que ha sufrido quemaduras y pérdidas de material.
� Temperatura excesiva (Overfiring)
Se produce por un deficiente control de la temperatura en cámaras o de la longitud
de la llama. Hay que tener en cuenta que la temperatura de la llama puede
alcanzar los 3000 K, mientras que los materiales utilizados rara vez pueden
soportar temperaturas superiores a 1500 K, así que la atenuación de la
temperatura jugando con el exceso de aire de admisión es vital para la cámara de
combustión y para los álabes de la turbina de expansión, ver figura 63.
Figura 63 : Evidencia de Temperatura Excesiva en Cámara de Combustión Fuente: General Electric (2012).
� Apagado de llama (flameout)
El apagado de llama puede producirse si las condiciones de combustión no se
logran mantener. El fallo suele estar relacionado con defectos en los quemadores,
con baja temperatura de cámara, o con una mezcla inadecuada, normalmente
muy pobre en gas.
140
⎯ Fallos en ignitores. Suelen aparecer por deformaciones o roturas asociadas a
efectos de diseño o de materiales, o a un ajuste de temperaturas inadecuado. ⎯ Fallos en los sensores de detección de llama. Como cualquier instrumento, estos
sensores son susceptibles de sufrir averías súbitas o desajustes
� Pérdida de material cerámico (TBC Expalation).
Por efecto de temperatura o de impactos, parte del recubrimiento cerámico que
protege los álabes de la turbina de la alta temperatura puede deteriorarse, y dejar
al descubierto el metal que constituye el aire, que sufrirá una rápida degradación
Álabes de las etapas de potencia.
El diseño de los alabes debe soportar gran estrés térmico, ver diseños en figura 64
Figura 64 : Alabes de una Turbina de Potencia Fuente: General Electric (2012).
Tipos de Refrigeración: Por convección o por Capas
Convección: el calor es transferido desde la superficie del álabe al aire
refrigerante mediante métodos convectivos. (Generadores de turbulencia Long y
transv) o por el paso de aire por las superficie interna a través de orificios
existentes en los álabes, ver figura 65 (a).
Por Capas: aire comprimido a alta presión atraviesa orificios confeccionados en la
superficie del álabe, direccionando el flujo de aire hacia la superficie externa del
álabe. El aire luego se mezcla con los gases de escape, ver figura 65 (b).
141
Materiales: Aleaciones en base a Níquel. Pequeños contenidos de cromo mejoran
mucho su resistencia a la corrosión. Se utilizan álabes monocristalonos para evitar
problemas de bordes de granos, que por las condiciones de operación generan
problemas de creep, fatiga, stress, etc.
Figura 65 : (a) Refrigeración por Convención, (b) Refrigeración por Capas. Fuente: General Electric (2012).
Refrigeración de los alabes
La temperatura de salida de los gases de la cámara de combustión viene limitada
por la resistencia mecánica de los alabes de la turbina, que tienen que soportar
elevadas temperaturas de trabajo, del orden de 850°C – 900° C para los
generadores industriales, pudiendo llegar a alcanzar los 1000 °C en generadores
modernos, ver figura 66.
Figura 66: Perfil de Temperatura de un Alabe de Turbina de Generador de Gas Fuente: General Electric (2012).
142
La distribución de temperaturas a la salida de la cámara de combustión debe ser
lo más uniforme posible, lo que presenta ciertas ventajas, por cuanto se evitan
sobrecalentamientos locales de los alabes, pudiendo ser la temperatura media de
entrada en la turbina más elevada, con el consiguiente aumento de su potencia
especifica.
Efecto de la temperatura en los álabes de las etapa s de potencia.
Al aumentar la temperatura de un metal o aleación disminuyen tanto su
resistencia, como su vida de fatiga. Existen dos mecanismos de falla relacionados
con la temperatura; (a) Termofluencia y (b) Fatiga Térmica. Si la carga es
constante se producirá una deformación dúctil y el material terminará fallando por”
termofluencia”. Por otra parte, los cambios cíclicos de temperatura favorecen la
falla por fatiga térmica, cuando el material se calienta de manera no uniforme,
algunas partes de la estructura se dilatarán más que otras. Esta expansión no
uniforme introduce esfuerzos dentro del material y cuando la probeta se enfría y se
contrae se introducen esfuerzos opuestos y como consecuencia de los esfuerzos y
deformaciones inducidos térmicamente el material fallará por fatiga, ver figura 67
Termofluencia (Creep)
Un metal o aleación a temperatura ambiente, no sufre deformación plástica si un
esfuerzo aplicado es menor que “ σy”. Sin embargo, si la temperatura de estos
materiales se aumenta, es posible que comiencen a deformarse plαsticamente aun
cuando los esfuerzos aplicados sea pequeños y finalmente fallará. Entonces, se
dice que el material falló por termofluencia, la deformación plástica que sufre el
material depende de la temperatura y del tiempo que la fuerza esté aplicada.
Figura 67: Grieta en el alabe de una turbina, que se fracturó por termofluencia Fuente: General Electric (2012).
143
Causas y efectos del esfuerzo en los álabes de la t urbina y deformación.
Algunos de los puntos a considerar en conexión con el diseño de los álabes de
turbina darán una idea de la importancia de la temperatura de entrada en turbina
que soportan estos componentes. Los álabes al ponerse al rojo vivo, deben ser lo
suficientemente fuertes para soportar las cargas centrífugas debidas a la rotación
a gran velocidad, ver figura 68.
Figura 68: Grietas y erosion en el alabe de una turbina. Fuente: GE LM2500 Manual.
Un álabe que pese solo dos onzas (56´7 gramos) puede ejercer una carga de más
de dos toneladas a máxima velocidad, y debe soportar las altas cargas de torsión
aplicadas por el gas para producir los muchos miles de caballos de potencia en la
turbina necesarios para arrastrar al compresor. Los álabes también deben resistir
la fatiga y el efecto térmico, o termofluencia, que es una disminución acusada de
la resistencia con la temperatura de funcionamiento, de manera que no fallen bajo
la influencia de las fluctuaciones de alta frecuencia en las condiciones del gas, y
también deben ser resistentes a la corrosión y a la oxidación.
A pesar de todas estas exigencias, los álabes deben estar hechos de un material
que puedan conformarse y mecanizarse con exactitud por los métodos normales
de fabricación. La disminución de la resistencia de los metales cuando trabajan a
elevadas temperaturas, como es el caso de los álabes de turbina y sus discos,
exige la utilización de aleaciones especiales que ofrezcan alta resistencia a la
termofluencia.
144
Junto con los grandes progresos en el incremento de la TIT permisible por medio
de la refrigeración de los álabes de turbina, los avances metalúrgicos en nuevos
materiales y procedimientos de fabricación de los álabes han resultado en
aumentos adicionales de la temperatura permisible. La cerámica potencialmente
ofrece muchas mejoras.
Uno de los avances tecnológicos que han aumentado la temperatura permisible en
la turbina es la fabricación del álabe con un metal de un solo cristal. Se ha
demostrado que muchos de los fallos del álabe de turbina en la actualidad han
estado relacionados con la cohesión intergranular del metal con el que se ha
fabricado el álabe. Las nuevas tecnologías han permitido que los álabes de turbina
se fabriquen de un metal monocristal. Esto evita todas las limitaciones del grano y
permite una temperatura de entrada mucho más alta con su correspondiente
aumento del rendimiento.
Para las turbinas de los turborreactores, la investigación metalúrgica en este
campo es incesante, siendo de destacar la utilización de aleaciones que tienen su
origen en la composición binaria Níquel – Cromo, con porcentajes aproximados de
80% de Níquel y 20% de Cromo.
El Disco De Turbina
El disco de turbina trabaja con una gran diferencia de temperatura entre su
periferia y su centro. A estos esfuerzos térmicos se añaden los producidos por la
fuerza centrífuga, las grandes vibraciones y los efectos giroscópicos. La
acumulación de estos esfuerzos no debe producir más que deformaciones
mínimas, compatibles con el juego permitido entre el conjunto compresor – turbina
y el cárter. Es pues necesario emplear un metal que tenga un alto límite elástico
para evitar todo el alargamiento plástico que pueda crear deformaciones
permanentes aumentando el diámetro del disco.
Para su construcción se emplea aceros ferrosos para rotores, aceros austeníticos
a veces a base de niquel, cromo, molibdeno, cromo – molibdeno con o sin
vanadio. Y más raramente mezclas refractarias del tipo Nimonic 90.
145
El disco de turbina es de forja mecanizado con un eje integral o con una pestaña
sobre la cual el eje puede atornillarse. El disco alrededor de su perímetro tiene
alojamiento para el anclaje de los álabes de turbina.
Para limitar el efecto de la transmisión de calor desde los álabes de turbina al
disco se hace pasar un flujo de aire de refrigeración a través de ambas caras del
disco. Un desarrollo reciente en la fabricación de turbinas para motores pequeños
de turbina de gases mecanizar una rueda de turbina entera de una sola plancha
de Nimonic, fabricando el disco y los álabes en una unidad integral llamada blisk
Temperatura de gas de escape (EGT)
La temperatura de gas de la turbina, a veces denominada temperatura de gas de
escape (EGT) o temperatura del tubo de chorro (TTC), es una variable crítica en la
operación de la turbina de gas y es esencial contar con una indicación de esta
temperatura. Idealmente, debe medirse la temperatura de entrada (T.E.T.); no
obstante, debido a las elevadas temperaturas involucradas esto no es práctico;
pero como la caída de temperatura por la turbina varía de manera conocida, la
temperatura en la salida de la turbina se mide generalmente mediante con
termocuplas ubicadas adecuadamente, ver elemento en la figura 69.
Figura 69: Termocuplas de una Turbina de Potencia. Fuente: General Electric (2012).
La temperatura puede medirse alternativamente en la etapa intermedia de la
turbina, como se ilustra, ver figura 70.
146
Figura 70: Diagrama de Ubicación de Termocuplas en un Generador de Gas. Fuente: General Electric (2012).
Análisis de gases de escape:
Con el análisis de gases de escape lo que se consigue es comprobar a través de
la medición de la composición de estos; posibles fallos en máquinas o motores
térmicos de combustión interna tales como generadores de gas; observando fallos
en las cámaras de combustión o en las mezclas de combustible y comburente.
Todos los componentes constituyentes del paso de gases de los generadores de
gas se pueden deteriorar durante su operación o funcionamiento.
� Evaluación del Impacto en Unidades LM2500 y RB211 d e la Operación
Con Gas Combustible Fuera de Especificaciones.
Una manera de evaluar el impacto que ocasiona la operación de gas
combustible fuera de especificación es es mediante el análisis de los perfiles de
llama que no son mas que la temperatura promedio de gases de escape que
alcanza la cámara de combustión por zonas las cuales son medidas y censadas a
través de elementos de temperaturas como termocuplas. Este análisis se muestra
a continuación para el comportamiento del perfil de llama de un Generador de Gas
LM2500 del Módulo C-1 del Centro de Compresión CEUTAGAS.
147
Perfil de Llama de un Generador de Gas LM2500.
El perfil de llama de un generador de gas LM2500 debe realizarse en las 3
etapas de operación de la Unidad, para realizar esta medición se cuentan con 11
termocuplas distribuidas de forma uniforme a lo largo de los alabes de la turbina
del generador.
� Fase de Calentamiento : Tiempo en el cual la maquina se encuentra en
proceso de aceleración y estabilización de llama. (Aproximadamente de 30-
15min); Velocidad del GG: 6000 RPM.
� Fase de Vacío: Es el tiempo que dura la maquina operativa pero sin dar inicio
al proceso de compresión); Esta etapa puede durar de 2 a 4 horas. Velocidad
del GG: 8600 RPM.
� Fase con Carga: Es el tiempo en donde la maquina ya se encuentra operativa
100%. Velocidad de N1: 9100 RPM.
Bajo cada escenario el comportamiento del perfil de llama es completamente
diferente debido a las diferencias en las velocidades de giro, el flujo de aire axial,
temperatura de enfriamiento, temperatura de cojinetes del generador de gas,
carga acoplada entre otras; los cuales les hace contar con diferentes parámetros
de control de llama que permita que la unidad se encuentre dentro de los controles
exigidos por su fabricante.
Perfil de Llama de la Fase de Calentamiento:
Durante la fase de calentamiento del generador de gas el sistema de control
realiza monitoreo constante de la temperatura de gases de escape EGT; la misma
no puede sobrepasar los 650 °F, debido a que bajo estas condiciones los sistemas
de refrigeración interna de los alabes de la turbina se encuentran limitados por el
flujo de aire axial tomado del compresor. Por este motivo el aumento considerable
de esta temperatura ocasiona daños irreversibles en el desempeño térmico de la
unidad, ver figura 71.
148
Figura 71: Evaluación Perfil de Llama en Calentamiento Modulo C-1 de CEUTAGAS
Fuente: López (2013)
Tal y como se observa en el perfil de llama actual la temperatura de gases a la
salida de la camara de combustion sobrepasa el limite de 600°F permitidos por los
fabricantes para estas condiciones de velocidad de operación. Durante esta fase
es el sistema de acondiconamiento de gas combustible y arranque el encargado
de suministrar el gas necesario a los quemadores de la camara de combustion.
Las deficiencias actuales del sistema de acondiconamietno de gas combustible y
arranque esta ocasionando altas temperaturas durante el periodo de
calentamiento de la unidad posiblemente por la presencia de condensados en el
paquete de gas combustible.
Perfil de Llama de Vacío:
De igual Forma en la fase de Velocidad de Vacío del Generador de Gas el
sistema de control realiza monitoreo de la temperatura de gases de escape EGT;
la misma no puede sobrepasar los 900°F, debido a que dichas condiciones aun no
149
se garantiza un correcto enfriamiento de los bordes de incidencia de la turbina del
generador de gas, lo cal origina perfil de llama NO UNIFORME y desprendimiento
de material cerámico de la cámara de combustión, ver figura 72.
Figura 72: Evaluación Perfil de Llama en Vacío Modulo C-1 de CEUTAGAS Fuente: López (2013)
Al igual que el periodo de calentamiento durante esta etapa de vacio de la
unidad el paquete de acondicionamiento de ga combustible y arranque del
generador es el que se encarga de susminstrar el gas necesario para alimentar los
quemadores de la camara de combustion de gases. Los problemas operacionales
actuales del paquete de acondiconamiento de gas combustible ocasionan altas
temperaturas sobrepasando los niveles de control establecidos por los fabricantes
para dichas condiciones con lo cal se esta restando eficiencia y disminuyendo la
vidad util de la unidad.
Perfil de Llama de Carga de la Unidad:
Ya cuando la unidad se encuentra en Velocidad de Carga las condiciones de
enfriamiento de la turbina del generador de gas, son estables lo que ayuda al
enfriamiento de las zonas calientes; mas sin embargo el aumento de la
150
temperatura EGT por encima del control de temperatura de gases de escape de la
unidad origina desaceleracion de las velocidades debido a que el sistema de
control está programado para operar hasta cierto nivel de temperatura (control de
EGT 1340°F) por lo cual la unidad permanecerá frenada mientras se encuentre
esta temperatura a la salida de la turbina del generador de gas, ver figura 73.
Figura 73: Evaluación Perfil de Llama en Servicio Modulo C-1 de CEUTAGAS Fuente: López (2013)
Bajo estas condiciones el gas combustible que aliementa los quemadores de la
camara de combustion proviene del mismo sistema de gas combustible
autoalimentado del modulo de compresion, es decir que el sistema de
acondiconamiento de gas de arranque y combustible se encuentra desabilitado. Y
es en este momento en el cal la unidad presenta un comportamiento mas uniforme
de llama.
Los resultados expuestos de la evaluacion de los perfiles de llama de la unidad
en los diferentes modos de operación demuestran claramento los problemas que
se estan generando al operar los generadores de gas en las fases de
151
calentamiento y vacio son pronunciados. La mala operación del sistema de
acondiconamiento de gas de combustible y arranque esta originando arrastre de
condensado al generador de gas especificamente a los quemadores aumentado la
temperatura promedio de gases y ubicandola por encima de los niveles
recomendados por los fabricantes.
De igual forma las altas temperaturas de los perfiles de llama pueden
ocasionar perdidas de secuencias de arranque de la unidad debido a un aumento
de la diferencia entre la zona de mayor y la de menor temperatura con una
diferencia de 200°F, ocasionando fallas por alta temperatura de termocuplas
adyacentes.
4.3 Determinación de las condiciones de operación de las unidades
generadoras de gas de acuerdo a la información téc nica recomendada
por las empresas fabricantes.
La calidad del combustible está directamente relacionada con la vida de los
componentes del Generador de Gas y Turbina. La pobre calidad de los
combustibles se debe evitada, ya que puede dar lugar a efectos perjudiciales para
la fiabilidad, la disponibilidad y el rendimiento. Los contaminantes en el
combustible de gas pueden originar daños por lo cual el tratamiento apropiado del
combustible debe reducir o eliminar los contaminantes para cumplir los criterios de
combustible de gas recomendado por los fabricantes.
Los fabricantes de los generadores de gas utilizan el poder calorífico y el índice de
Wobbe además de la temperatura de suministro de gas combustible como las
principales variables a controlar para un proceso de combustión que mejore el
rendimiento de las unidades y que reduzcan al mínimo las posibles fallas
asociadas a efecto de la temperatura en la sección caliente de los generadores de
gas.
Las variables que deben ser controladas en el proceso de combustión de los
generadores de gas se encuentran:
152
� Poder Calorífico del Combustible : El calor de un combustible, o el valor
de calentamiento, es la cantidad de energía, expresado en BTU (Unidad
Térmica Británica), generado por la combustión completa, o la oxidación, de
un peso unitario de combustible.
� Índice Wobbe: Este término es una medida de la energía volumétrica y se
calcula usando la Calorífico Inferior (PCI) del combustible, el peso
específico del combustible con respecto al aire.
� Recalentamiento de la Corriente: El requisito de recalentamiento se
estableció para garantizar que el gas combustible suministrado a la turbina
de gas es 100% libres de líquidos. Dependiendo de sus componentes,
líquidos arrastrados gas pueden causar la degradación de los inyectores de
combustible de gas. Un mínimo de 50 ° F (28 ° C) de recalentamiento es
requerido y se especifica para proporcionar un margen suficiente para
compensar la reducción de la temperatura debido a la presión de caída a
través de las válvulas de control de gas combustible.
� Partículas en el gas combustible: Límites de contaminación por partículas
se han establecido para evitar el ensuciamiento y la erosión excesiva de la
ruta del gas caliente partes, la erosión y el taponamiento de boquillas de
combustible de combustión y la erosión de las válvulas de control del
sistema de combustible de gas.
� Líquidos en el gas combustible: Los líquidos no están permitidos en el
suministro de gas combustible para turbinas de gas. Los líquidos
contenidos en el combustible puede dar lugar a molestias y / o condiciones
perjudiciales.
Para el caso de esta evaluación se realizara la reingeniería del proceso
considerando las recomendaciones técnicas suministrada por los fabricantes de
los Generadores de Gas Rolls Royce (RR) RB211 Serie G y General Electric (GE)
LM2500, con la finalidad de satisfacer sus estándares de calidad y alargar la vida
útil de las unidades. Se utilizaran los siguientes boletines técnicos cuya referencia
se muestra en las tablas 3 y 4.
153
Tabla 3: Sb No. 0174 Guidelines For Gas Fuel Accept ability
Fuente: Rolls Royce (2004)
Tabla 4: MID-TD-0000-1 Process Specification Fuel G ases For Combustion In
AeroDerivative Gas Turbines
Fuente: General Electric (2008)
154
Al conocer los requerimientos mínimos de los fabricantes se pueden comparar
ambos casos para determinar cuáles serían las nuevas condiciones que garantizar
la operación ideal del paquete de acondicionamiento de gas combustible y
arranque. En primer lugar se evalúa el % en Volumen de cada uno de los
componentes tomando en consideración la Cromatografía del gas de arranque,
encontrando que todas se encuentran dentro de los valores recomendados por los
fabricantes.
El gas combustible y arranque de igual forma debe cumplir las siguientes
condiciones:
� Temperatura de Suministro Combustible:
� Poder Calorífico:
� Índice de Wobbe:
Con estos parámetros se garantiza el correcto funcionamiento del sistema de
acondicionamiento de gas de arranque y combustible; de esta manera se espera
mejorar el comportamiento de las unidades y extender su vida útil. Bajo estas
condiciones se realizara el nuevo diseño del sistema
155
4.4 Propuesta de un diseño de ingeniería del proceso de gas combustible y
arranque de la planta compresora Ceutagas que satis faga los
requerimientos técnicos recomendados por los fabric antes.
El nuevo diseño para sistema de acondicionamiento de gas combustible y
arranque propuesto para la planta CEUTAGAS, debe cumplir principalmente los
requerimientos y especificaciones de los fabricantes de las unidades generadoras
de gas, con la finalidad de garantizar la vida útil de los componentes internos y
una operación optima de todas las variables asociadas a la operación,
funcionamiento y fiabilidad de las unidades generadoras de potencia.
El nuevo Diseño debe Garantizar los Nuevos Requerimientos de Gas
Combustible y Arranque:
Temperatura de Suministro de Gas
Combustible Índice de Wobbe Poder Calorífico
50°F > Temp Rocío 1020 – 1350 BTU/PCE
750 -1100 Btu/SCF
Para evaluar el arreglo final se utilizara el simulador de procesos HYSYS 8.0 con
el cual se tratara de determinar el desempeño del paquete de acondicionamiento
de gas combustible y arranque que se desea proponer y cuál será su efecto al
momento que se integre con el paquete de acondicionamiento de gas combustible
propio de un módulo de compresión.
Para el Nuevo sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque de la
planta compresora CEUTAGAS se propondrá el siguiente arreglo:
Premisas:
� Utilizar 2 válvulas de Control de Presión: De esta manera se originara una
mayor caída de presión en cada válvula y por consiguiente una mayor caída de
temperatura lo que ayudara al sistema a generar mayor fracciones de líquidos
en el sistema para ser retirados en el Depurador V-15.
156
TAG Caída de Presión (Psi) PCV-01 500 PCV-02 750
� Aumentar el flujo de gas en Depurador para mejorar la cantidad de gas hacia la
recirculación general de planta.
Flujo Diseño Nuevo Flujo 7 MMPCND 12 MMPCND
� Reemplazar el intercambiador de Calor E-7 de tubos concéntricos y
seleccionar un nuevo equipo que cuente con mayor área de contacto y lograr
un mejor nivel de temperatura a la salida del gas frío.
Tipo de Intercambiador Nuevo Intercambiador
Tubos Concéntricos Se debe Seleccionar un
Equipo con Mayor Área de Transferencia
Temperatura a la Salida E -7 95 °F
� Calentador Eléctrico E-1 se seleccionará un nuevo equipo tomando en
consideración que no se puede variar la disponibilidad de fluido eléctrico actual
de 171 Kw de alimentación, por lo cual se evaluaron los equipos disponibles en
el mercado que satisfagan las necesidades del sistema.
Temperatura a la Salida E -1 110 °F
En la figura 74 se muestra el esquemático que tomara el nuevo paquete de
acondicionamiento de gas combustible y arranque de compresión de la planta
compresora CEUTAGAS utilizando el Simulador de Procesos HYSYS 8.0. Esto
permitirá comprobar las condiciones establecidas para la operación del sistema.
157
Figura 74: Diagrama de Proceso del Nuevo Sistema de Acondicionamiento de
Gas Combustible y Arranque para la Planta Compresora CEUTAGAS.- Fuente: López (2013).
De igual forma en la figura 75 se muestra en una envolvente que explica el
comportamiento de la temperatura a la salida del nuevo paquete propuesto para el
sistema de acondionamiento de gas combustible y arranque de la planta
compresora CEUTAGAS.
Figura 75: Envolvente de condición de salida del nuevo paquete propuesto del acondionamiento de gas combustible y arranque
Fuente: López (2013).
158
De igual forma se requiere verificar cual será el desempeño del gas que sale del
sistema de acondicionamiento de gas de arranque en el paquete propio de gas
combustible de un módulo de compresión. Es necesario garantizar que con el
nuevo arreglo del sistema de acondicionamiento sé este alcanzando temperaturas
optimas de suministro de combustible que satisfagan los requerimientos de los
fabricantes de los generadores de gas, principalmente se debe evaluar que la
temperatura de suministro de gas combustible se encuentre 50°F por encima de la
temperatura de rocío del gas y contar con un índice de Wobbe que se encuentre
dentro de los parámetros recomendados para la unidad.
El principal parámetro que debe garantizarse en el nuevo paquete es una
temperatura de suministro de combustible que se encuentre por encima de los
50°F de la temperatura de rocío del gas natural, con esto se garantiza entrar en
fase de vapor en la cámara de combustión; se observa que en el nuevo diseño se
garantiza el cumplimiento de esta premisa, ver figura 76.
Figura 76: Diagrama integrado del sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque y el paquete propio de gas combustible de un módulo de
compresión. Fuente: López (2013).
159
Con el nuevo paquete se observa un mejor comportamiento de las temperaturas a
la entrada del generador de gas tanto para la entrada del combustible en la válvula
FCV-144 (93°F vs Temp Rocío: 36°F), como para la entrada de gas al arrancador
en la válvula FCV-147 (70°F vs Temp Roció 17°F) y en la válvula FCV-148 (71°F
vs Temp Rocío 18°F).
Válvula Temp Rocío Temp Suministro Diferencia Resultado FCV-147 17°F 70°F 53°F CUMPLE FCV-148 18°F 71°F 53°F CUMPLE FCV-144 36°F 93°F 57°F CUMPLE
Bajo el nuevo arreglo se tiene un mejor desempeño de temperaturas de suministro
de gas combustible tal como se aprecia en las envolventes de las figuras 77 y 78.
Figura 77: Envolvente de la condición de suministro de gas combustible al generador de gas, en fase gas combustible y gas de arranque; condición actual vs
nuevo diseño. Fuente: López (2013).
De igual forma se evalúa como es el comportamiento del nuevo paquete
comparando el diseño original, la condición actual y el nuevo diseño para y de esta
manera determinar si cumple o no con las condiciones exigidas por el fabricante.
Se observa como en la figura 78, el nuevo diseño supera las condiciones de
diseño originales y las condiciones actuales de proceso.
160
Figura 78: Envolvente de la condición de suministro de gas combustible, condición actual vs nuevo diseño vs diseño original
Fuente: López (2013).
• Condición de Diseño Original:
Válvula Temp Rocío Temp Suministro Diferencia Resultado FCV-147 17°F 47 °F 30°F NO CUMPLE FCV-148 18°F 48 °F 30°F NO CUMPLE FCV-144 36°F 66 °F 30°F NO CUMPLE
Válvula Poder Calorífico
Poder Calorífico Ideal Diferencia Resultado
FCV-144 1050 Btu/SCF 750 – 1100 Btu/SCF -50 Btu/SCF
CONDICIONADO
Válvula Wobbe Wobbe Ideal Diferencia Resultado
FCV-144 1300 BTU/PCE 1020 – 1350 BTU/PCE
- 50 BTU/PCE CONDICIONADO
• Condición de Nuevo Diseño:
Válvula Temp Rocío Temp Suministro Diferencia Resultado FCV-147 17°F 70°F 53°F CUMPLE FCV-148 18°F 71°F 53°F CUMPLE FCV-144 36°F 93°F 57°F CUMPLE
Válvula Poder Calorífico
Poder Calorífico Ideal Diferencia Resultado
FCV-144 980 Btu/SCF 750 – 1100 Btu/SCF -120 Btu/SCF CUMPLE
Válvula Wobbe Wobbe Ideal Diferencia Resultado
FCV-144 1200 BTU/PCE 1020 – 1350 BTU/PCE
-150 BTU/PCE CUMPLE
161
Las nuevas condiciones de proceso seleccionadas para el paquete de
acondicionamiento de gas combustible y arranque de la planta compresora
CEUTAGAS garantizan el cumplimiento de los requerimientos de proceso
recomendado por los fabricantes de los generadores de gas. Para este caso se
evaluó principalmente el poder calorífico, índice de Wobbe y la temperatura de
suministro de gas combustible, el control de estos parámetros garantizan un
suministro de gas combustible en fase gaseosa mejorando el desempeño de las
unidades eliminando la presencia de líquido en las cámara de combustión de esta
manera se estará mejorando la eficiencia y fiabilidad de los componentes internos
de las unidades generadoras de gas del Centro de Compresión de gas
CEUTAGAS
Una vez comprobadas las condiciones necesarias para la operación del sistema
de gas combustible y arranque se procede a realizar el dimensionamiento de los
equipos asociados bajo las nuevas condiciones encontradas:
• Depurador V-15.
• Intercambiador de Calor E-7.
• Selección de Calentador Eléctrico E-1.
• Por último se evaluara una nueva filosofía de operación del nuevo sistema
de acondionamiento de gas de arranque y combustible.
� Dimensionamiento del Depurador de Procesos V-15.
Este procedimiento se encuentra basado en la normas PDVSA “Manual de
Diseño de Proceso, Separación Física, Tambores Separadores”. La única
variación con respecto a su diseño original radica en aumentar el flujo de gas el
cual pueda ser utilizado para la recirculación general de planta. El aumento del
flujo de gas en el sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque no
origina consecuencia en el paquete de acondicionamiento debido a que la válvula
FCV-144 ajusta en función de la presión y el flujo necesario según sea el consumo
o el requerimiento de potencia y velocidad de la unidad.
162
Para el diseño de Depuradores de procesos, es necesario conocer la presión y
la temperatura de operación, los flujos de líquido y gas, las propiedades físicas de
cada fase (densidad o gravedad específica) y algunos datos de los componentes
de la mezcla gaseosa (temperatura crítica, presión crítica y fracción molar) o
directamente el factor de compresibilidad del gas. Se utilizaran todos los datos
obtenidos de la última cromatografía del gas natural suministrada por personal de
PDVSA INTEVEP.
� Calcular la velocidad del gas permisible en el reci piente (Vg)
Para calcular la velocidad del gas máxima permisible en el recipiente,
tomando en cuenta que el valor de K que se sustituye:
K: Factor de diseño para el cálculo de la velocidad del gas [adimensional].
Vg: Velocidad del gas máxima permisible en el recipiente [pie/s]
ρg: Densidad del gas en condiciones de operación [lb/pie3]
ρl: Densidad del líquido en condiciones de operación [lb/pie3]
Para este Caso Cumpliendo con la Norma de Diseño de Recipientes de PDVSA se seleccionara una K de 0.35
163
Aplicando Tenemos:
���� = 0.35 ∗ 53.066 ������� � − 2.4565 ������� �2.4565������� � =1.59��/���
� Calcular el área de la sección transversal requerid a para el flujo de gas
(Ag).
�� = � ! El área de la sección transversal mínima para el flujo de gas requerida
para satisfacer los criterios de velocidad permisible se calcula con la siguiente
ecuación:
Ag: Área de sección transversal mínima permisible para el flujo de gas
[pie2]
Qg: Flujo volumétrico del gas en condiciones de operación [pie3/s]
Vg: Velocidad del gas permisible en el recipiente [pie/s]
Se debe calcular el Caudal de gas en condiciones normales con la siguiente
formula:
"� = "# ∗ �$#$%� ∗ �&%&#� ∗ '
Pn: Presión del gas en condiciones normales [Psia]
Po: Presión del gas en condiciones de operación [Psia]
Qg: Flujo volumétrico del gas en condiciones de operación [pie3/s]
Qn: Flujo volumétrico del gas en condiciones normales [pie3/s]
164
Tn: Temperatura del gas en condiciones normales [°R]
To: Temperatura del gas en condiciones de operación [°R]
Z: Factor de compresibilidad del gas [adimensional]
Las condiciones normales del Sistema son:
Se tiene: "� = 12000000 ∗ �14.7614.� ∗ �579.67518.67� ∗ 0.9795 = 3.6359���/�
Aplicando la fórmula para el calcula del área tenem os:
�� = 3.6359���/�1.59��/��� = 2.29��*
� Calcular el diámetro del recipiente (D).
El diámetro del recipiente se obtiene con la siguiente ecuación:
+ =,4 ∗ ��-
Ag: Área de la sección transversal requerida para el flujo de gas [pie2]
D: Diámetro calculado del recipiente [pulg]
165
+ =,4 ∗ 2.29��2- = 1.69.�
Convertimos de Pies a Pulgadas + = 1.69.� = 20.25$/��
Convertimos a Diámetro Comercial. +0 = 24$/��
� Calcular el volumen de retención máximo de líquido (Vr).
El volumen de retención de operación de líquido, entre el NAL y el NBL, se obtiene
multiplicando el flujo de alimentación de líquido por el tiempo de retención, según
a siguiente ecuación: �1� = "� ∗ �1 Ql: Flujo volumétrico del líquido en condiciones de operación [pie3/s]
tr: Tiempo de retención de operación [s]
Vrl: Volumen de retención de operación de líquido entre el NAL y el NBL [pie3]
Aplicando la fórmula para el cálculo del volumen de retención tenemos: �1� = 0.000324918���/��� ∗ 180��� = 0.06���
� Calcular las dimensiones de la boquilla de entrada
Para obtener el diámetro de la boquilla de entrada, tomando en consideración las
densidades de la mezcla. Para el cálculo del diámetro de la boquilla de entrada
debe calcularse la velocidad de la mezcla a la entrada con la siguiente ecuación.
166
�� = 6023��40��
Vm: Velocidad de la Mezcla [pie/seg]
ρm: Densidad de la mezcla [lb/pie3]
Calculando se tiene:
�� = 6022.461���/��� = 38.25��/���
Esta velocidad debe ser menor a 30 ft/s para cumplir la Normativa de PDVSA, por
lo cual se utilizara una velocidad de 30 ft/seg. �� = 30��/���
Calculamos el Diámetro de la Boquilla de Entrada:
+�#� = ,4 ∗ ("� + "�)- ∗ ��
Ql: Flujo volumétrico del líquido [pie3/s]
Qg: Flujo volumétrico del gas [pie3/s]
Vm: Velocidad de la Mezcla [pie/seg]
Calculando Tenemos:
+�#� = ,4(0.000325���/� + 3.6244���/�)- ∗ 30��/��� = 0.39��
Llevando el Diámetro de pies a pulgadas tenemos: +�#� = 4.71$/��
167
Ahora se lleva el diámetro de la boquilla en pulgadas a un diámetro comercial: +�#� = 4.71 ≈ 6$/��
� Calcular las dimensiones de la boquilla de salida d el gas.
Para el cálculo del diámetro de la boquilla de salida del gas debe calcularse la
velocidad del gas a la salida con la siguiente ecuación
�� = 8023��� Vg: Velocidad del gas [pie/seg]
ρg: Densidad del gas [lb/pie3]
La velocidad del gas no cumple la premisa que indica que esta debe encontrarse
entre 60 y 90 ft/seg, según la norma PDVSA, por lo cual se selecciona una
velocidad de 60 ft /seg. �� = 60��/��� Ahora calculamos el diámetro de la boquilla de salida del gas.
+�� =,4 ∗"�- ∗ ��
Dsg: Diámetro de salida del gas [pie]
Qg: Flujo volumétrico del gas [pie3/s]
Vg: Velocidad del gas [pie/seg]
168
Calculando Tenemos:
Llevando el Diámetro de pies a pulgadas tenemos: +�� = 3.3$/��
Ahora se lleva el diámetro de la boquilla en pulgadas a un diámetro comercial: +�� = 3.3 ≈ 4$/��
� Calcular las dimensiones de la boquilla de salida d el liquido
Según la Norma PDVSA la velocidad de salida del líquido no debe ser mayor a 3.3
ft/seg, por lo cual seleccionamos esa velocidad. �� = 3,3��/��� Ahora calculamos el diámetro de la boquilla de salida del líquido.
+�� = ,4 ∗"�- ∗ �� Ql: Flujo volumétrico del líquido [pie3/s]
Vl: Velocidad del líquido [pie/seg]
+�� = ,4 ∗ 0.000325���/��3- ∗ 3,3��/��� = 0.012�� Llevando el Diámetro de pies a pulgadas encontramos que no cumple con el
requerimiento mínimo de 2 Pulg a la salida por lo cual se asume dicho valor +�� = 0.141$/�� ≈ 2$/��
169
Figura 79: Datos Básicos de Diseño del Nuevo Depurador V-15 Fuente: Pdvsa 2013
170
� Dimensionamiento del Intercambiador de Calor E-7
Para el diseño del intercambiador de calor se requiere un aumento considerable
del área de transferencia de calor para alcanzar una mayor temperatura del gas de
arranque (gas frio). Bajo las condiciones del nuevo diseño se requiere una
temperatura a la salida del intercambiador de calor E-7 de 95°F (diferencial de
temperatura de 43 °F entre la entrada y salida), para lograr estos niveles de
temperatura se evalúan diferentes escenarios para la instalación de un nuevo
equipo capaz de alcanzar los nuevos requerimientos.
� Mantener Intercambiador de Tubos Concéntricos:
En primer lugar se plantea la posibilidad de mantener un intercambiador de calor
de tubos concéntricos; para esto se requiere aumentar el área de transferencia o
aumentar el flujo de gas caliente para lograr aumentar la temperatura de gas frio.
Considerando que el nuevo diseño del proceso contempla un aumento del flujo de
gas de arranque desde 7 MMPCND hasta 12 MMPCND.
Gas Caliente Gas Frio Flujo Original 7 MMPCND 7 MMPCND Flujo Nuevo 12 MMPCND 12 MMPCND
Flujo Máximo Disponible 12 MMPCND 12 MMPCND
Para mantener el intercambiador de tubos concéntricos se requiere:
� Un flujo de Gas Caliente Mayor al de Gas Frio, con el cual no se cuenta
debido a que este se encuentra en el máximo de 12 MMPCND.
� Aumento del Área de Transferencia de calor, para esto se requiere mayor
espacio físico disponible en el área a instalar el intercambiador de calor con
el cual no se cuenta.
Longitud Máxima Disponible 6 metros / 20 pies
171
Con la evaluación preliminar realizada al intercambiador de calor de tubos
concéntricos no resulta factible la instalación de un equipo de este tipo en el nuevo
diseño.
� Utilizar un Intercambiador de Tubos Concéntricos co n Aletas en Tubo
Interno.
Los intercambiadores de calor de tubos concéntricos aletados son utilizados en
aquellas ocasiones en donde se requiere una mayor área de transferencia de calor
en comparación con el tubo concéntrico convencional. Este consiste en la
instalación de pequeñas aletas fijas a la superficie del tubo interno lo cual favorece
el aumento de la transferencia de calor, ver figura 80
Figura 80: Diseño de un Intercambiador de Calor del Tipo Tubo Concéntrico con Aletas en Tubo Interno. Fuente: Ludwing (2004)
Este tipo de intercambiador de calor representa la mejor alternativa para el nuevo
diseño del paquete de acondionamiento de gas de arranque debido a que no
requiere un mayor área física para ganar área de transferencia, si no requiere
implementar aletas en la zona interna del tubo que cumpla esa función, de igual
forma no tiene limitantes con referencia a las condiciones de flujo máximo
disponible de gas caliente y frio en el nuevo diseño.
172
A continuación se evaluara el desempeño de este tipo de intercambiador mediante
un diseño básico según las condiciones de proceso para el sistema.
Balance de Energía para el nuevo Diseño de Intercam biador de Calor E-7 de
tubos concéntricos con aletas en tubo interno.
En primer lugar se evalúan los parámetros que se conocen del nuevo diseño, tanto
para el gas frio como para el gas caliente.
Se desconoce la temperatura de salida del gas caliente para el nuevo diseño, pero
en este caso conocemos las condiciones de entrada y salida del gas frio al igual
que los flujos de gas a través de cada sección del tubo, por el cual podemos
obtener este valor.
Con estos Datos se puede calcular el Calor que absorbe el gas frio en el proceso
de intercambio de calor, una vez calculado el calor y asumiendo que el calor que
absorbe el gas frio es igual al calor que desprende el gas caliente, y conociendo la
temperatura del gas caliente a la entrada se puede calcular la temperatura del gas
caliente a la salida del intercambiador de calor.
Se Calcula el Calor con la Siguiente Formula: " =� :; ∗ (ℎ1 − ℎ2) Q: Calor [Btu/Hr]
173
mg: masa del gas [Lbm/hr]
h1, h2: Entalpias a la Entrada y Salida [Btu/Lbm]
Para obtener h1 y h2 se utiliza el diagrama de Mollier H - S
Entonces se tiene: " = 32423.603=��/ℎ1 ∗ (145>�//=�� − 162>&?/=��) " = 551201.2645>�//@1
Asumiendo: "ABCD ="E:FCGHIG " =�E:F ∗ JKE:F ∗ ∆&E:F Q: Calor [Btu/Hr]
mg: masa de la sección caliente [Lbm/hr]
∆T: Diferencial de Temperatura en la Sección Caliente [°F]
Cp: Calor Especifico del Gas [Btu/Lbm * °F]
Se resuelve despejando el ∆T: ∆&E:F = "�E:F ∗ JKE:F ∆&E:F = 551201.2645>�//=��32423.6037=��/@1 ∗ 0.75>�//=�� ∗ °. = 23°. ∆&E:F = &1 − &2 = 23°. &2 = 120°. − 23°. = 97°.
174
Al conocer todas las temperaturas se procede al cálculo de la LMTD para el nuevo proceso, ver figura 81.
Figura 81: Diagrama LMTD para el nuevo intercambiador de calor E-7
Fuente: López (2013) Para Calcular la LMTD se tiene: =N&+ = ∆�OP∆�*ln(∆�O/∆�*)
Al conocer todas las temperaturas se puede determinar ∆�Oy ∆�* ∆�O = &1 − �2 ∆�* = &2 − �1
=N&+ = 45°. − 25°.ln(45°./25°.) = 34°. Ahora se calcula el área de transferencia de Calor para esto se aplica la siguiente ecuación:
175
� = "?S ∗ =N+&
A: Área de Transferencia de Calor [pie2]
Ux: Coeficiente de Transferencia de Calor [Btu/Hr*pie3*°F]
Q: Calor del Sistema [Btu/Hr]
LMTD: Temperatura Media Logarítmica [°F]
Resolviendo se tiene el área requerida para la tran sferencia de calor.
� = 551201.2645>�//=��70>�//(>�//=�� ∗ .�3 ∗ °.) ∗ 34°. = 231.59��2
Ya conociendo el área de transferencia de calor del nuevo intercambiador de calor
y asumiendo que el mismo es del tipo tubos concéntricos con aletas en tubo
interno, podemos utilizar la tabla 10-42 del libro Applied Process Design For
Chemical And Petrochemical Plantas, 3 edición, Volumen 3 del Ernest Ludwig
para seleccionar un tubo estándar aletados.
Para este arreglo al igual que el diseño actual el flujo de gas caliente proveniente
de la descarga circulara por el tubo interno con aletas; mientras que el fluido de
gas frio de gas de arranque circulara por el lado externo de los tubos o carcasa.
Esto con la finalidad de aprovechar al máximo al área de transferencia de calor y
disminuir al mínimo el contacto del gas caliente con el ambiente para evitar
pérdidas de calor por disipación. Al igual que en el diseño actual los fluidos
circularan en serie en contracorriente de esta manera se obtienen mejores niveles
de transferencia de calor. En la figura 82 se aprecia el intercambiador de tubos
con aletas que se evaluara para el diseño del nuevo paquete.
176
Figura 82: Diseño Mecánico de Tubos Concéntricos Con Aletas, recomendado para operaciones de diseño y calculo.
Fuente: Fuente: Ludwing (2004)
Para este caso Seleccionamos una Sección Nominal de 20 ft y se verifican los Datos Para cada uno de los 4 Escenarios
Con los cálculos se determina que la mejor Opción para el tubo seria la siguiente:
177
Bajo estas condiciones el Nuevo Intercambiador de C alor Tendrá las Siguientes Dimensiones:
178
A continuación se presentan las nuevas dimensiones para el intercambiador de calor de tubos concéntricos con aletas en tubo interno, Ver figura 83.
Figura 83: Dimensiones del Intercambiador de Tubos Concéntricos con Aleta Fuente: López L (2013)
� Selección de un Calentador Eléctrico
El calentador eléctrico tiene la finalidad de aumentar la temperatura del gas de
arranque y combustible hasta alcanzar las condiciones ideales de proceso
(110°F). Para esto el calentador eléctrico cuenta con un juego de resistencias que
aumentaran la temperatura en la medida que estas interactúen. Debido a lo
complicado del diseño de estos equipos una de las mejores opciones resulta la
selección de un calentador eléctrico de los diferentes modelos presentes en el
mercado el cual alcance las condiciones deseadas sin exceder los niveles de
potencia requeridos en el sistema, ver figura 85.
Figura 85: Modelo de Calentador Eléctrico a Evaluados. Fuente: López (2013)
179
El calentador Eléctrico debe cumplir las siguientes condiciones:
Longitud Total
Presión Diseño
Temperatura Diseño
Presión Operación
Temperatura de Operación
4 Metros 1800 Psig 200 °F 540 Psig 110°F
Alimentación Eléctrica
480 Voltios, 3 Fase, Potencia 151 Kw, 225 Amperios Mínimos
Tabla 5: Calentadores Eléctricos considerados para la Evaluación de Proceso
Fabricante Modelo
Amarc Industrial Heating Systems
II2G EEx-d IIC.
Hazardous Area Process Heat & Control Solutions
FP/BFP
Heat Exchange And Transfer, Inc.
Type CH
Fuente: Lopez (20013)
180
� Opción 1:
Tabla 6: Propuesta de Amarc Industrial Heating Syst ems: II2G EEx-d IIC
� Materiales: Carbon Steel, Stainless Steel.
� Temperatura Ambiente; -60°C +60°C
� Panel de Control con PID
� Fuerte Estructura de Soporte
Aplicaciones Presión
Diseño
Temp.
Diseño Voltaje
Numero
de Fases Potencia
Amperaje
Mínimo
� Fuel gas � Natural
gas � Water
� Crude oil � Gas
� Hydrocarbon liquids
� Fuel oils
2200
Psia
Up 800
°C
110 -
700
Volts
3 Fases 0.5 -
3000 kW 500 Amp
181
� Opción 2:
Tabla 7: Propuesta Hazardous Area Process Heat & C ontrol Solutions: FP/BFP
� Materiales: Carbon Steel, Stainless Steel, Titanium
� Resistencias: manufacturadas en 80/20 NiCr con alta
Resistencia a corrosión y erosión.
� Elements are supported in a segmental or rod type baffle
assembly to prevent flow induced vibration and hot spots, generally
complying with TEMA standards.
Aplicaciones Presión
Diseño
Temp.
Diseño Voltaje
Numero
de Fases Potencia
Amperaje
Mínimo
� Fuel Gas � Industrial Gases � Natural
Gas � Heat Transfer Oils � Fuel Oils � Crude Oil / Hydrocarbon /Liquids
3000
Psia
Up
1100
°C
110 -
690
Volts
3 Fases Up to
1000kW 700 Amp
182
• Opción 3:
Tabla 8: Propuesta Heat Exchange And Transfer, Inc: Type CH
� Materiales: Carbon Steel, Stainless Steel
� Panel de Control Digital. Programable con control de
temperatura.
Aplicaciones Presión
Diseño
Temp.
Diseño Voltaje
Numero
de Fases Potencia
Amperaje
Mínimo
� Fuel
Gas � Industr
ial Gases � Natura
l Gas � Liquid
Applications
1500
Psia
Up
1250°
C
208 -
575
Volts
3 Fases 6 to 480
kW 500 Amp
183
Tabla 9: Evaluación de las condiciones mínimas requeridas en los Calentadores de Gas Evaluación para el proceso de
Acondicionamiento de Gas Combustible y arranque de la PC CEUTAGAS.
Nomenclatura: Cumple: Verde; NO Cumple: Rojo
Longitud Aplicaciones
Presión
Diseño
Temp.
Diseño Voltaje
Numero de
Fases Potencia
Amperaje
Mínimo
Satisface las
condiciones
Condiciones
Mínimas en Diseño 3 Mts Fuel Gas
1800
Psig 200°F
480
Volts 3 Fases 151 kW
225
Amp
Amarc Industrial Heating Systems
II2G EEx-d IIC
5 Mts Fuel Gas 1600
Psia
Up
800 °C
110 -
480
Volts
3 Fases
0.5 -
3000
kW
500
Amp NO
Hazardous Area Process Heat &
Control Solutions
FP/BFP
3.5 Mts Fuel Gas 3000
Psia
Up
1100
°C
110 -
690
Volts
3 Fases Up to
1000kW
700
Amp SI
Heat Exchange And Transfer, Inc.
Type CH
6 Mts Fuel Gas 1500
Psia
Up
1250°
C
208 -
575
Volts
3 Fases 6 to 480
kW
500
Amp NO
184
Por las Condiciones Evaluadas se tiene que el equipo que cumple con las
condiciones requeridas en el diseño es la opción numero 2:
� Hazardous Area Process Heat & Control Solutions: FP /BFP
Utilizando la Datasheet de este producto se pueden determinar las dimensiones
exactas del equipo. En la figura 85 se ha seleccionado las dimensiones del
calentador tomando en consideración la potencia requerida.
Figura 85: Dimensiones del Calentador Eléctrico Seleccionado. Fuente: Datassheet Hazardous Area Process Heat & Control Solutions (2013)
Tabla 10: Dimensiones del Calentador Eléctrico Seleccionado.
Fuente: Datassheet Hazardous Area Process Heat & Control Solutions (2013)
Diámetro del Calentador Eléctrico Seleccionado:
Diámetro Calentador E -1 Numero de Resistencias
8 in 16
185
� Dimensionamiento de Válvulas de Control de Presión.
PCV-01: MARCA: FISCHER
� Fluid: NATURAL GAS (0.84 SG) � Gas Flow Rate (Qg) 12.00000000 MMscfd � Inlet Pressure (P1) 1800.000 psig � Outlet Pressure (P2) 1300.000 psig � Temperature (T1) 110.0000 deg F � M / Gg 24.000 M � Dynamic Viscosity (Mu) 0.010 cP � Sizing Coefficient 9. 103 (Cv) � Open 22.65% � PIPE LINE � Size, Schedule In: 4 in, SCH 40 � Size, Schedule Out: 4 in, SCH 40 � VALVE BODY/BONNET Type: Globe � Size: NPS 2 ANSI CL900
A continuación se muestra la figura 86 la cual correspondiente a la operación de la
válvula de control PCV-01.
Figura 86: Comportamiento de Apertura de la Válvula PCV-01 seleccionada para el sistema de acondionamiento de gas de arranque y combustible.
Fuente: Fischer Conind (2013)
186
PCV-02: MARCA: FISCHER
� Fluid: NATURAL GAS (0.84 SG) � Gas Flow Rate (Qg) 12.00000000 MMscfd � Inlet Pressure (P1) 1300.000 psig � Outlet Pressure (P2) 540.000 psig � Temperature (T1) 50.0000 deg F � M / Gg 24.000 M � Dynamic Viscosity (Mu) 0.010 cP � Sizing Coefficient 10.468 (Cv) � Open 25.22% � PIPE LINE � Size, Schedule In: 4 in, SCH 40 � Size, Schedule Out: 4 in, SCH 40 � VALVE BODY/BONNET Type: Globe � Size: NPS 2 ANSI CL900
A continuación se muestra la figura 87 la cual correspondiente a la operación de la
válvula de control PCV-02.
Figura 87: Comportamiento de Apertura de la Válvula PCV-02 seleccionada para
el sistema de acondionamiento de gas de arranque y combustible. Fuente: Fischer Conind (2013)
187
Figura 88: Nuevos Parámetros de Proceso del Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque de la PC
CEUTGAS
Fuente: López (2013)
188
� Nueva filosofía de operación del sistema de acondic ionamiento de gas de
combustible y arranque de la PC CEUTAGAS.-
El proceso comienza cuando se recibe un flujo de gas de 12 MMPCND provenientes del
cabezal de descarga de la planta, a 120 °F y a una presión de 1800 psig, para disminuir
la presión a 1300 Psig y 90 °F, mediante una válvula controladora de presión (PCV-01).
Luego de esto la presión del gas es controlado en una segunda etapa mediante la
válvula PCV-02 hasta 540 Psig cayendo su temperatura hasta 46°F.
Luego de esto el gas es dirigido al depurador (V-15) que se encarga de separar los
posibles condensados que se formaron gracias a la caída de presión experimentado por
el gas, también cumple con la función de extraer las partículas de sólidos provenientes
de la corrosión de las tuberías, bridas y válvulas. El líquido y los contaminantes no
deseados son desalojados del depurador (V-15) hacia el recipiente (V-14) en donde
será enviado a las estaciones de flujo correspondientes (EF-1/7 y EF-4/7).
El gas sale del depurador V-15 por el tope en condiciones de vapor saturado. A fin de
llevar el gas a las condiciones exigidas por los fabricantes de los generadores de gas,
este debe ser sobrecalentado para lo cual se tienen dos etapas: El gas entra a un
intercambiador de calor de tubos concéntricos con aletas en tubo interno llamado E-7,
este cumple con la función de precalentar el gas hasta los 95°F, el fluido que se utiliza
para intercambiar calor es tomado del cabezal de descarga general de la planta el cual
circula por el tubo interno, el mismo se encuentra a unas condiciones promedio de 1800
psig y 120°F ; este gas sufre un enfriamiento producto del intercambio de calor en el
equipo y es descargado hacia el cabezal de 1300 psig en CEUTAGAS-1 (corriente 10)
Posterior a esto un calentador eléctrico sobrecalienta el gas hasta 110 ºF. El calentador
eléctrico (E-1) es un equipo que utiliza resistencias eléctricas para el proceso de
calentamiento para llevarlo a las condiciones que es exigido por los fabricantes de los
generadores, así garantizar la alimentación de gas seco.
189
Figura 89: Nuevas condiciones de proceso del sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque de la Planta Compresora CEUTAGAS.
Fuente: López (2013)
El calentador eléctrico posee un panel de control en el cual un controlador de
temperatura, garantizara una temperatura del gas a la salida de 110°F. Este control de
temperatura le indicara al sistema cuantas resistencias serán necesarias para mantener
la temperatura a la salida del gas bajo los dos escenarios posibles en el paquete de
acondionamiento de gas de arranque y combustible, ver figura 89 para detallar las
nuevas condiciones de operación del nuevo paquete de acondicionamiento de gas
combustible.
190
CONCLUSIONES
En Base al análisis y discusión de los resultados se concluye que:
� Las condiciones actuales de operación del sistema de gas combustible y
arranque de la planta compresora CEUTAGAS, no está alcanzando las
especificaciones mínimas recomendadas por los fabricantes de los generadores
referente a: Temperatura de suministro de combustible, Poder Calorífico del Gas
Natural, Índice de Wobbe, entre otras; lo cual está ocasionando serios daños en
los equipos y a su vez reduciendo su vida útil.
� Los equipos del sistema de gas combustible y arranque fueron originalmente
diseñados para cumplir con las especificaciones del gas combustible necesario
para la operación de las unidades Rolls Royce RB211-C y General Electric CF-8;
las cuales fueron sustituidas por generadoras Rolls Royce RB211-G y General
Electric LM-2500 sin realizar modificaciones en el sistema de gas combustible.
� Las evaluaciones realizadas al proceso determinaron que no se están
garantizando las condiciones mínimas exigidas por los fabricantes, lo cual se
comprobó con la verificación de la temperatura de suministro encontrándose el
punto de operación en fase de mezcla. Para tal efecto se diseñó un nuevo
arreglo al sistema de gas combustible y arranque, tomando en consideración los
nuevos boletines de servicio que indican las condiciones mínimas requeridas
para el gas de proceso que garanticen una óptima operación de las unidades
generadoras tales como:
• Temperatura de Gas Combustible : 50°F > Temp Rocío
• Índice de Wobbe: 1020 – 1350 BTU/PCE
• Poder Calorífico : 750 Btu/SCF – 1100 Btu/SCF
� Las nuevas condiciones de diseño para el sistema de gas combustible y
arranque arreglo fueron evaluadas con la ayuda del Simulador de procesos
Hysys 8.0 con el cual se comprobó el desempeño del nuevo paquete de gas
combustible y arranque, al integrarse con el paquete de acondicionamiento de
gas combustible propio de un módulo de compresión.
191
� Eliminando la válvula de control de presión PCV-02, y realizando toda la caída de
presión en solo dos etapas originaría mayor condensación de los compuestos
más pesados, y que podrían ser retirados fácilmente en el depurador de gas V-
15. Con el aumento de los requerimientos de flujo para satisfacer mayor
demanda de combustible se requiere un depurador de proceso de mayor tamaño
y con diámetro de boquillas mayores a los instalados.
� Debido al aumento del flujo de proceso, el intercambiador de calor E-7 requiere
un aumento considerable del área de transferencia de calor para alcanzar una
mayor temperatura del gas de arranque (gas frio). En el nuevo diseño se requiere
una temperatura a la salida del intercambiador de calor E-7 de 95°F (diferencial
de temperatura de 43 °F entre la entrada y salida). Se reemplazó el diseño del
intercambiador pasando de tubo concéntrico convencional a un intercambiador
de calor de tubos concéntricos con aletas en tubo interno.
� El calentador eléctrico fue seleccionado con las nuevas condiciones de proceso
del paquete de gas de arranque y combustible el cual garantiza la operación de
las unidades satisfaciendo las necesidades de los fabricantes de gas,
principalmente temperatura de suministro de gas combustible, poder calorífico y
índice de Wobbe.
� Las simulaciones realizadas en el nuevo diseño garantizan un suministro de gas
combustible en fase 100% vapor con una temperatura 50°F por encima de la
temperatura de roció del gas natural. Bajo estas condiciones se disminuye
notablemente la posibilidad de presencia de fallas prematuras en las unidades
generadoras como consecuencia de las inadecuadas condiciones del gas
combustible se eliminaran los efectos de la termofluencia en los componentes
internos principalmente durante la fase de arranque de los módulos de
compresión de la planta compresora CEUTAGAS.-
192
RECOMENDACIONES
Esta investigación recomienda lo siguiente:
� Solicitar al personal de la Gerencia de PG CEUTA-TEL incluir la reingeniería del
sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque de la Planta
Compresora CEUTAGAS dentro del presupuesto de gastos para el año 2014,
con la finalidad de contar con los recursos económicos para la ejecución del
diseño.
� Realizar evaluaciones al sistema de gas combustible y arranque de todos los
módulos de compresión de la Planta Compresora CEUTAGAS, con la finalidad
de determinar cuáles unidades podrían tener mayor incidencia de fallas debido a
esta consecuencia.
� Garantizar la ejecución de Inspecciones Endoscópicas con una frecuencia de
1000 horas de operación a las unidades generadoras en las cuales se observe
un comportamiento en el perfil de llama cercano a los niveles de alarma y control
de temperatura de la unidad.
� Proponer nuevos diseños de ingeniería para los paquetes propios de gas
combustible de los módulos de compresión para garantizar operación con
mejores perfiles de temperatura y poder calorífico del gas natural mientras la
unidad se encuentre en operación normal.
� Considerar la instalación de “Bypass” que permitan el aislado de equipos como
calentador eléctrico e intercambiador de calor para efectuar labores de
Mantenimiento.
� Realizar evaluaciones cromatograficas en el sistema de gas combustible y
arranque para verificar cambios en la composición del gas que puedan afectar el
desempeño del combustible.
� Realizar reemplazo de las válvulas manuales, válvulas Check y válvulas de
compuerta del sistema de acondicionamiento para garantizar un mejor
confiabilidad de los equipos debido a la alta evidencia de corrosión en las líneas.
193
� Solicitar al personal del Departamento Eléctrico de la Planta Compresora
CEUTAGAS la evaluación de las tensiones eléctricas, el funcionamiento
adecuado del sistema de aterramiento con la finalidad de garantizar una optima
operación del nuevo calentador eléctrico seleccionado para el sistema.
� Evaluar el comportamiento de las válvulas PCV-01 y PCV-02 para el nuevo
paquete de acondicionamiento, se debe garantizar que esta opere por debajo de
la temperatura de formación de hidratos del gas natural, en el caso de que esto
se presente se puede realizar una propuesta para la inyección de
anticongelantes a la línea de proceso tales como METANOL.
� Solicitar adiestramientos a las empresas fabricantes de los generadores de gas,
acerca de la mejor manera de prevenir y detectar fallas en los componentes
internos de los generadores de gas asociados a problemas causados por baja
temperatura de gas combustible a las unidades.
194
BIBLIOGRAFÍA
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Campbell, J. (1994). Gas Conditioning and Processing. Séptima Edición.
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ROLLS ROYCE. (2012). Manual de mantenimiento y operaciones de generadores de gas, Volumen II.
195
ANEXOS
196
ANEXO -A- RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
DISEÑO ORIGINAL DEL SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE Y ARRANQUE DE LA
PLANTA COMPRESORA CEUTAGAS
197
198
199
ANEXO -B- RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
DISEÑO ORIGINAL DEL SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE Y ARRANQUE
INTEGRADO A PAQUETE PROPIO DE GAS COMBUSTIBLE DE UN MODULO DE
COMPRESIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA CEUTAGAS
200
