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 CEUT AGAS 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 arranque 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, Especificaciones del gas, poder calorífico, índice de Wobbe Email del Autor:
[email protected],
[email protected]
calentador
eléctrico
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………………………………………………………. 2.2.4.2 Descripción del proceso de compresión de la planta Ceutagas………………………………………………………….. 2.2.4.3 Equipos que Integran el Tren de Compresión de la planta Complejo CEUTAGAS. ………………………………………… 2.2.4.4 Equipos adicionales que integran el proceso de compresión.
45
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……………………… 2.2.5.2 Proceso del Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque para los generadores de gas………. 2.2.6 Generadores de gas………………………………………………….
55 55
46 49 52
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……………………………………………………. 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…………………………………………………………………
68
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……………………………………………… 2.2.10.1 Averías en la cámara de combustión…………………………..
78 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 generador…………………………………………………………. 2.2.11 Trasferencia de calor…………………………………………………
al
82 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 106 sistema de gas de combustible y arranque de los generadores de gas de la planta compresora Ceutagas……………. 4.2 Análisis de la incidencia de fallas en las unidades generadoras de gas 129 que repercuten en la eficiencia de las unidades debido a los problemas en el proceso de acondicionamiento de gas combustible.
4.3 Determinación de las condiciones de operación de las unidades 151 generadoras de gas de acuerdo a la información técnica recomendada por las empresas fabricantes………………………….. 4.4 Propuesta de un diseño de ingeniería del proceso de gas combustible y 155 arranque de la planta compresora Ceutagas que satisfaga los requerimientos técnicos recomendados por los fabricantes…………………………………………………………………. CONCLUSIONES………………………………………………………..
190
RECOMENDACIONES………………………………………………….
192
BIBLIOGRAFIA………………………………………………………..
194
ANEXOS…………………………………………………………………..
195
Anexos A B
C D
E F
Resultados de la simulación diseño srcinal del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora CEUTAGAS Resultados de la simulación diseño srcinal del sistema de gas combustible y arranque integrado a paquete propio de gas combustible de un módulo de compresión de la planta compresora CEUTAGAS………………………………………………………………. Resultados de la simulación condición actual del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora CEUTAGAS…… 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………………………………………………………………. Resultados de la simulación nueva ingeniería del sistema de gas combustible y arranque de la planta compresora CEUTAGAS…… 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. 5.
Diagrama P-H o diagrama presión/entalpia…………………………. Diagrama Básico de una Etapa de Compresión. ……………………
38 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
47
13.
CEUTAGAS. …………………………………………………………….. 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.
57
18.
Esquema Proceso del Sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque…………………………………………………. Partes de un Generador de Gas……………………………………….
19.
Ciclo Básico Ideal de un Generador de Gas…………………………
59
20.
Ciclo Básico Ideal de un Generador de Gas…………………………
60
21. 22.
Cámaras de combustión tubulares…………………………………….. Cámaras de combustión anulares……………………………………...
71 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
58
26.
Evidencia de Averías en la cámara de combustión…………………..
78
27.
Detalle de Fallas de Piezas de Transición de un Generador de Gas………………………………………………………………………... Evidencia de Fallas en Alabes del Compresor Axial de un Generador de Gas………………………………………………………. Evidencia de la Presencia de Alta Temperatura en Alabes del Compresor Axial………………………………………………………….
79
30. 31.
Intercambiador del tipo carcaza y tubo……………………………….. Intercambiador del tipo doble tubo……………………………………..
86 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
Diagrama de flujo del sistema de acondicionamiento de gas de combustible y arranque de la planta compresora complejo CEUTAGAS………………………………………………………………. Fase de separación del sistema de acondicionamiento de
107
109
41.
arranque………………………………………………………………….. Fase de acondicionamiento del sistema de gas de combustible y arranque de la planta compresora complejo CEUTAGAS………….. Diagrama General del Sistema de Acondicionamiento de Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible Modulo C-1…………. Gas de Arranque y Combustible de los Módulos de Compresión de CEUTAGAS III de la Planta Compresora CEUTAGAS……………… Datos Básicos de Diseño del Depurador Actual…………………….
42.
Comportamiento de LMTD Intercambiador de Calor por Diseño…..
117
43.
Tablero de Control del Calentador Eléctrico E-1, se observa ausencia de equipos……………………………………………………. Deterioro encontrando en bridas y soportes del Calentador
118
Eléctrico E-1……………………………………………………………… Evaluación Sección Externa del Intercambiador de Doble Tubo E7…………………………………………………………………………… Condición Actual de Suministro de Gas de Arranque a las Unidades Generadoras de Gas………………………………………. Simulación de las condiciones de diseño del sistema de acondicionamiento de gas de arranque/combustible del complejo CEUTAGAS……………………………………………………………….
120
28. 29.
36. 37. 38. 39. 40.
44. 45. 46. 47.
80 81
108
110 113 115
119
121 122
48.
123
54.
Envolvente Presión–Temperatura de la etapa fase de separación en condiciones reales………………………………………………….. Condiciones del Gas Combustible y arranque a la Salida del Depurador V-15 …………………………………………………………. Condiciones del Gas Combustible y arranque a la Salida del Intercambiador y Calentador Eléctrico……………………………….. Diagrama de Proceso del paquete de Gas Combustible y Arranque alineado al paquete propio de un módulo de compresión………….. Envolvente de gas de proceso a la entrada del generador de gas, para las etapas de arranque y suministro de combustible a la cámara……………………………………………………………………. Debilidades del Proceso de Acondicionamiento de gas combustible y Arranque de la Planta Compresora CEUTAGAS…………………. Generador de Gas……………………………………………………….
55.
Ubicación de Cámara de Combustión de un Generador LM2500….
132
56.
Cámara de Combustión de un Generador de Gas LM2500…………
132
57.
133
58.
Perfil de Temperatura y Presión Vs Velocidades del Generador de Gas………………………………………………………………………... Combustor de una Cámara de Combustión…………………………..
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
141
49. 50. 51. 52. 53.
123 125 126 127 128 129
134
68.
Gas………………………………………………………………………... Grieta en el alabe de una turbina, que se fracturó por termofluencia…………………………………………………………….. Grietas y erosión en el alabe de una turbina………………………….
69.
Termocuplas de una Turbina de Potencia……………………………
145
70.
Diagrama de Ubicación de Termocuplas en un Generador de Gas………………………………………………………………………...
146
67.
142 143
71. 72. 73. 74. 75. 76. 77. 78. 79. 80.
Evaluación Perfil de Llama en Calentamiento Modulo C-1 de CEUTAGAS………………………………………………………………. Evaluación Perfil de Llama en Vacío Modulo C-1 de CEUTAGAS…
148
Evaluación Perfil de Llama en Servicio Modulo C-1 de CEUTAGAS………………………………………………………………. Diagrama de Proceso del Nuevo Sistema de Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque para la Planta Compresora
150
CEUTAGAS.-…………………………………………………………….. Envolvente de condición de salida del nuevo paquete propuesto del acondionamiento de gas combustible y arranque………………. Diagrama integrado del sistema de acondicionamiento de gas combustible y arranque y el paquete propio de gas combustible de un módulo de compresión……………………………………………… 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……………………………………. 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 srcinal………………… Datos Básicos de Diseño del Nuevo Depurador V-15……………….
149
157 157 158 159 160 169
Diseño de un Intercambiador de Calor del Tipo Tubo Concéntrico con Aletas en Tubo Interno…………………………………………… Diagrama LMTD para el nuevo intercambiador de calor E-7………
171
176
84.
Diseño Mecánico de Tubos Concéntricos Con Aletas, recomendado para operaciones de diseño y calculo…………….. Dimensiones del Intercambiador de Tubos Concéntricos con Aleta………………………………………………………………………. Modelo de Calentador Eléctrico a Evaluados……………………….
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………………………………………………………………. Comportamiento de Apertura de la Válvula PCV-02 seleccionada para el sistema de acondionamiento de gas de arranque y combustible………………………………………………………………. Nuevos Parámetros de Proceso del Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque de la PC CEUTGAS………………………………………………………………...
185
81. 82. 83.
87. 88.
174
178 178
186 187
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. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.
10.
Criterios de Diseño de un Intercambiador de Calor de Tubos Concéntricos…………………………………………………………….. Tipos de internos de entrada recomendados para algunos servicios específicos…………………………………………………..
91
Sb No. 0174 Guidelines For Gas Fuel Acceptability………………… MID-TD-0000-1 Process Specification Fuel Gases For Combustion In AeroDerivative Gas Turbines……………………………………….. Calentadores Eléctricos considerados para la Evaluación de Proceso…………………………………………………………………… Propuesta de Amarc Industrial Heating Systems: II2G EEx-d IIC….
153 153
Porpuesta Hazardous Area Process Heat & Control Solutions: FP/BFP……………………………………………………………………. Propuesta Heat Exchange And Transfer, Inc: Type CH……………..
181
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………………………………………………………………. Dimensiones del Calentador Eléctrico Seleccionado……………….
183
95
179 180
182
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 srcinalmente 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 srcinan detonaciones en la cámara de combustión al momento de la ignición, taponamiento de los combustores, aceleraciones del generador en menos tiempo del previsto, srcinando esfuerzos adicionales en los ejes y cojinetes, gritas en alabes como efecto de la Termofluencia, entre otros. Este aumento en el índice de fallas srcina 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 srcinando 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 turboexpansor 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/Pie 3] 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 (presióntemperatura) 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 un Compresor Fuente:de PDVSA (2013) Centrífugo. 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 Complejo 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-37 (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 (V200), 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 planta 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 compresión. 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: de PDVSA (2013) Todo motor de este tipo debe disponer 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 Industries 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 srcinen 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 e misión de gases contaminantes. 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 c ombustión. 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 airecombustible 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. Fuente: CámarasPDVSA de combustión (2013) anulares.
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, srcina 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 de 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 con 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 generador. 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 calor 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 srcen 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 almace namiento 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 infraestructura 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 srcinal 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 generadoras 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 unidades 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 satisfaga 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 infraestructura actual del sistema de gas de combustible y arranque de los generadores 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 inicial 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 srcina 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, srcinando 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 srcinaria 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 Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque de la Planta Compresora 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 srcinan 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 eléctrico (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 de 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 srcinan 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 Actuales de Operación del Paquete de Acondicionamiento de Gas Combustible y Arranque.
Para 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. 1
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 srcinando 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 srcinan 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 srcina 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. Válvula FCV-147 FCV-148 FCV-144
Temp Suministro -2.5 °F -0.83°F 28.54°F
Temp Ideal de Suministro 44 °F 45 °F 69 °F
Diferencia
Resultado
41.5 °F 44.17°F 40.46°F
NO CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE
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
Poder Calorífico
FCV-144
1140 Btu/SCF
Poder Calorífico Diferencia Resultado Ideal 750 – 1100 +40 Btu/SCF NO CUMPLE Btu/SCF
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 unidades generadoras de gas que repercuten en la eficiencia de las unidades debido 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 filtración 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 srcina 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 srcinadas 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 srcinados 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 srcinando 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 d e 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 siguientes 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 airecombustible 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 srcina 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 Generadores 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 etapas 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 pl αsticamente 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 l os álabes de la turbina 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 srcen 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 de 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 LM 2500. 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 3015min); 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 C alentamiento: 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 srcina 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 srcina 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 srcinando 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 técnica 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 srcinar 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 c ombustible: 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 Acceptability
Fuente: Rolls Royce (2004) Tabla 4: MID-TD-0000-1 Process Specification Fuel Gases 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 satisfaga los requerimientos técnicos recomendados por los fabricantes. 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 srcinara 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 PCV-01 PCV-02
Aumentar el flujo de gas en Depurador para mejorar la cantidad de gas hacia la recirculación general de planta. Flujo Diseño 7 MMPCND
Caída de Presión (Psi) 500 750
Nuevo Flujo 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 Tubos Concéntricos
Nuevo Intercambiador Se debe Seleccionar un Equipo con Mayor Área de Transferencia
Temperatura la Salida E-7 95a°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 FCV-147 FCV-148 FCV-144
Temp Rocío 17°F 18°F 36°F
Temp Suministro 70°F 71°F 93°F
Diferencia 53°F 53°F 57°F
Resultado CUMPLE CUMPLE 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 srcinal, 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 srcinales 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 srcinal Fuente: López (2013). •
Condición de Diseño Original:
Válvula
Temp Rocío
Temp Suministro
Diferencia
Resultado
FCV-147 FCV-148 FCV-144
47 48 °F °F 66 °F Poder Calorífico Ideal
30°F 30°F 30°F
NO NO CUMPLE CUMPLE NO CUMPLE
Válvula
17°F 18°F 36°F Poder Calorífico
Diferencia
Resultado
FCV-144
1050 Btu/SCF
750 – 1100 Btu/SCF
Válvula
Wobbe
FCV-144
1300 BTU/PCE
Wobbe Ideal 1020 – 1350
•
BTU/PCE
-50 CONDICIONADO Btu/SCF Diferencia Resultado - 50 CONDICIONADO BTU/PCE
Condición de Nuevo Diseño:
Válvula FCV-147
Temp Rocío 17°F
Temp Suministro Diferencia 70°F 53°F
Resultado CUMPLE
FCV-148 FCV-144
71°F 53°F 93°F 57°F Poder Calorífico Diferencia Ideal -120 750 – 1100 Btu/SCF Btu/SCF
CUMPLE CUMPLE
FCV-144
18°F 36°F Poder Calorífico 980 Btu/SCF
Válvula
Wobbe
FCV-144
1200 BTU/PCE
Válvula
Wobbe Ideal 1020 – 1350 BTU/PCE
Diferencia -150 BTU/PCE
Resultado CUMPLE Resultado 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 srcinal 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 srcina 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 recipiente (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: ρl:
Densidad del gas en condiciones de operación [lb/pie3]
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:
53.06 − 2.4565 = 0.35 ∗ 2.4565 = 1.59 /
Calcular el área de la sección transversal requerida 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:
14.( 5(9.6( " = 120 0 0 ∗=631.46.35∗951)./6(=∗02..92(995=*3.6359 / 1.59 /
Se tiene:
Aplicando la fórmula para el calcula del área t enemos:
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]
+ = ,4∗ 2.2-9 2= 1.69
165
Convertimos de Pies a Pulgadas
+ = 1.+69 = 2=42$0.25 $
Convertimos a Diámetro Comercial.
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:
= " ∗
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:
= 0.0 032491) / ∗1)0 = 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.
= 60
166
Vm: Velocidad de la Mezcla [pie/seg] ρm:
Densidad de la mezcla [lb/pie3]
= 2.46160/ = 3).25 / = 30 / +# = ,4∗-"∗"7
Calculando se tiene:
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.
Calculamos el Diámetro de la Boquilla de Entrada:
Ql: Flujo volumétrico del líquido [pie3/s] Qg: Flujo volumétrico del gas [pie3/s] Vm: Velocidad de la Mezcla [pie/seg] Calculando Tenemos:
+# = ,4 0.0 0+32-5#∗=30/4.(3/1$.624 /=7 0.39
Llevando el Diámetro de pies a pulgadas tenemos:
167
Ahora se lleva el diámetro de la boquilla en pulgadas a un diámetro comercial:
+# = 4.(1 8 6 $ = )0
Calcular las dimensiones de la boquilla de salida del 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
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 / + = ,4 ∗ " - ∗
Ahora calculamos el diámetro de la boquilla de salida del gas.
Dsg: Diámetro de salida del gas [pie]
Qg: Flujo volumétrico del gas [pie3/s] Vg: Velocidad del gas [pie/seg]
168
Calculando Tenemos:
+ = 3.3 $ + = 3.3 8 4 $
Llevando el Diámetro de pies a pulgadas tenemos: Ahora se lleva el diámetro de la boquilla en pulgadas a un diámetro comercial:
Calcular las dimensiones de la boquilla de salida del 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.
+= =33,4∗/" -∗
Ahora calculamos el diámetro de la boquilla de salida del líquido.
Ql: Flujo volumétrico del líquido [pie3/s] Vl: Velocidad del líquido [pie/seg]
+ = ,4 ∗0-.0∗303 25//3= 0.012 + = 0.141 $ 8 2 $
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
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. Flujo Original Flujo Nuevo Flujo Máximo Disponible
Gas Caliente 7 MMPCND 12 MMPCND 12 MMPCND
Gas Frio 7 MMPCND 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 con 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 Intercambiador 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.
" = :; ∗<1 −<27
Se Calcula el Calor con la Siguiente Formula:
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
" = 32423.603 "=/5<1∗2011.42564>5>//@− 162 >&?/7
Entonces se tiene:
Asumiendo:
Q: Calor [Btu/Hr]
ABCD E:FCGHIG " ="E:F=∗ JK"E:F ∗ L&E:F
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:
L&E:F = 32423.650L&31L&(E2:0FE1:=.F2=6&1/4@5−&2E>:∗F0∗JK"/.(=52E>:3FM/ ∗ M = 23M &2 = 120 M − 23M = 9(M
174
Al conocer todas las temperaturas se procede al cálculo de la LMTD para el nuevo proceso, ver figura 81.
Figura 81: Diagrama LMTD paraLópez el nuevo intercambiador de calor E-7 Fuente: (2013)
N&+ = QRLLOPO/LL**7 LO L* LLO* ==&2−&1−12 N&+ = QR454M5M−2/25M 7 = 34 M
Para Calcular la LMTD se tiene:
Al conocer todas las temperaturas se puede determinar
y
Ahora se calcula el área de transferencia de Calor para esto se aplica la siguiente ecuación:
= ?S ∗"N+&
175
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]
= (0 >5/12>01/.2645∗ >3∗M/7∗ 34 M = 231.59 2
Resolviendo se tiene el área requerida para la transferencia de calor.
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 Calor 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 480 Voltios, 3 Fase,Eléctrica Potencia 151 Kw, 225 Amperios Mínimos
Tabla 5: Calentadores Eléctricos considerados para la Evaluación de Proceso Fabricante
Modelo II2G EEx-d IIC.
Amarc Industrial Heating Systems
FP/BFP Hazardous Area Process Heat & Control Solutions
Type CH
Heat Exchange And Transfer, Inc.
Fuente: Lopez (20013)
180
Opción 1:
Tabla 6: Propuesta de Amarc Industrial Heating Systems: II2G EEx-d IIC Aplicaciones
Temp.
Diseño
Diseño
2200
Up 800
Psia
°C
Voltaje
Numero de Fases
Potencia
Amperaje Mínimo
Fuel gas Natural
gas Water Crude oil Gas Hydrocarb on liquids Fuel oils
Presión
110 700 Volts
3 Fases
0.5 3000 kW
500 Amp
Materiales: Carbon Steel, Stainless Steel.
Temperatura Ambiente; -60°C +60°C
Panel de Control con PID
Fuerte Estructura de Soporte
181
Opción 2:
Tabla 7: Propuesta Hazardous Area Process Heat & Control Solutions: FP/BFP Aplicaciones
Presión
Temp.
Diseño
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
110 -
1100
690
°C
Volts
3 Fases
Up to 1000kW
700 Amp
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.
182
•
Opción 3:
Tabla 8: Propuesta Heat Exchange And Transfer, Inc: Type CH Aplicaciones
Presión
Temp.
Diseño
Diseño
Numero de Fases
Potencia
Amperaje Mínimo
Fuel
Gas
Voltaje
Industr ial Gases Natura l Gas Liquid Applications
1500 Psia
Up
208 -
1250°
575
C
Volts
3 Fases
6 to 480 kW
500 Amp
Materiales: Carbon Steel, Stainless Steel
Panel
temperatura.
de
Control
Digital.
Programable
con
control
de
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. Longitud
Aplicaciones
3 Mts
Fuel Gas
5 Mts
Fuel Gas
Condiciones Mínimas en Diseño
Amarc Industrial Heating Systems
Presión
Temp.
Diseño
Diseño
1800 Psig
200°F
1600
Up
Psia
800 °C
II2G EEx-d IIC
Hazardous Area Process Heat & Control Solutions
3.5 Mts
Fuel Gas
3000 Psia
Voltaje
480 Volts
Numero de Fases
3 Fases
151 kW
3 Fases
3000
110 480
0.5 -
Volts
Up
110 -
1100
690
°C
Volts
Up
208 -
1250°
575
C
Volts
Potencia
kW
3 Fases
Amperaje
Satisface las
Mínimo
condiciones
225 Amp 500 Amp
Up to
700
1000kW
Amp
6 to 480
500
kW
Amp
NO
SI
FP/BFP
Heat Exchange And Transfer, Inc. Type CH
6 Mts
Fuel Gas
1500 Psia
Nomenclatura: Cumple: Verde; NO Cumple: Rojo
3 Fases
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
8 in
Numero de Resistencias 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 acondicionamiento 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 srcinalmente 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 srcinaría mayor condensación de los compuestos más pesados, y que podrían ser retirados fácilmente en el depurador de gas V15. 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
Arias, Fidias G. (2008). El proyecto de investigación. Campbell, J. (1994). Gas Conditioning and Processing. Séptima Edición. Ernest Ludwig. (2004). Applied Process Design For Chemical And Petrochemical Plants, 3era Edicion, Volumen 3 García Santiago. (2010). Averías en turbinas de gas Gas Processors Association. (1998). Engineering Data Book. Onceava Edición. General Electric. (2009). Processes Specification Fuel Gases For Combustion in Aeroderivate Gas Turbines. MID-TD-0000-1. Jean Arregle. (2002). Procesos y tecnología de Máquinas y motores térmicos Marcías Martínez. (1994). Diagrama de fases Martínez Marcías.(1955). Diseño conceptual de separadores. PDVSA Adiestramientos. (1994). Manual de ingeniería de diseño Volumen 8. PDVSA Adiestramientos. (2002). Manual de mantenimiento y operaciones de plantas modulares Ceutagas. Pedro Fernández. (2000). Turbinas de gas Pérez y Martínez. (2006). Características y comportamiento de los Hidrocarburos. ICONSA. Rolls Royce. (2012). Guidelines For Gases Fuel Acceptability. SB N° 0174 ROLLS ROYCE. (2012). Manual de mantenimiento y operaciones de generadores de gas, Volumen II.
195
ANEXOS
196
ANEXO -ARESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DISEÑO ORIGINAL DEL SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE Y ARRANQUE DE LA PLANTA COMPRESORA CEUTAGAS
197
198
199
ANEXO -BRESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DISEÑO ORIGINAL DEL SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE Y ARRANQUE INTEGRADO A PAQUETE PROPIO DE GAS COMBUSTIBLE DELA UNPLANTA MODULO DE COMPRESIÓN DE COMPRESORA CEUTAGAS
200
