SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y … · sistema de control, protecciÓn y supervisiÓn para...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO

SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y SUPERVISIÓN PARA PLANTAS COMPRESORAS DE GAS BASADAS EN ELECTRO-COMPRESORES

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO

Autor: MARÍA AURORA VILAS ROSA

Tutor: Javier Bastidas

Co-Tutor: Ana Irene Rivas

Maracaibo, mayo de 2008

SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y SUPERVISIÓN PARA PLANTAS COMPRESORAS DE GAS BASADAS EN ELECTRO-COMPRESORES

María Aurora Vilas Rosa C.I.: 12. 694.646

Dirección: Urb. Coromoto, Ave. 39, Casa #166-124 Teléfono: 0416-5690886 Correo electrónico: [email protected]

Tutor: Javier Bastidas C.I.: 81.267.706

Dirección: Urb. Irama, calle E entre Ave. 6 y 8, Resid. Ana Lía, Apto. 2B Teléfono: 0412-5270093 Correo electrónico: [email protected]

Co-Tutor: Ana Irene Rivas C.I.: 4.152.755

Dirección: Calle 62 con Ave. 3G, Edif. Santa Marta, Apto. 3-4 Teléfono: 0414-3644026 Correo electrónico: [email protected]

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y SUPERVISIÓN PARA PLANTAS COMPRESORAS DE GAS BASADAS EN ELECTRO-COMPRESORES que María Aurora Vilas Rosa, C.I.: 12.694.646 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GERENCIA DE MANTENIMIENTO

Coordinador del Jurado Javier Bastidas

C.I.: 81.267.706

Ana Irene Rivas Elio Briceño C.I.: 4.152.755 C.I.: 4.522.158

Director de la División de Postgrado Gisela Páez

Maracaibo, Junio de 2008

Vilas Rosa, María Aurora. Sistema de Control, Protección y Supervisión para Plantas Compresoras de Gas basadas en Electro-compresores. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 98p. Tutor: Prof. Javier Bastidas; Co-tutor: Profa. Ana Irene Rivas.

RESUMEN

El creciente uso del gas natural como fuente de energía a nivel mundial ha provocado el aumento del número de plantas compresoras a lo largo y ancho de la geografía mundial. Por otra parte, la eficiencia asociada a los motores eléctricos hace lógica la idea de utilizarlos para accionar compresores centrífugos en plantas de compresión de gas. Sin embargo, tanto la filosofía, como los métodos de control, protección y supervisión en el caso de un compresor accionado por motor eléctrico variará con respecto a la de un turbo-compresor, lo que conllevó a realizar el presente estudio para caracterizar tanto las estrategias de control y protección de la planta como los medios para la visualización y supervisión de todos los parámetros dentro de ésta, considerando las particularidades del caso de un electro-compresor. Este objetivo se alcanzó a través de la observación directa del proceso de compresión de gas en plantas existentes en la región, donde el proceso fuese realizado en tres etapas de compresión, así como por la elaboración de entrevistas y cuestionarios al personal involucrado en esta labor tanto en el área de operaciones, mantenimiento, como en el área de ingeniería, diseño y suministro de equipos para las mismas. Asimismo, se realizó la búsqueda bibliográfica pertinente para determinar el sistema de control, protección y supervisión adecuado para el manejo del proceso principal de este tipo de plantas. Al finalizar esta investigación se obtuvo una herramienta que permitió especificar y desarrollar un sistema integral para el manejo y resguardo de plantas compresoras de gas con electrocompresores, considerando el control y protección a través de controladores lógicos programables (PLC) con las estrategias adecuadas, integrados en un sistema que respete las mejores prácticas y normas recomendadas para este proceso. Palabras clave: gas natural, compresión, planta compresora, electro-compresores, control, protección, supervisión, PLC. Dirección de correo electrónico del autor: [email protected]

Vilas Rosa, María Aurora. Control, Protection and Supervision System for Compression Plants based on Electro-compressors. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 98p. Tutor: Prof. Javier Bastidas; Co-tutor: Profa. Ana Irene Rivas.

ABSTRACT

The increasing use of natural gas as a source of energy, worldwide, has been a catalyst in the construction of a large number of new compression plants around the world. Moreover, high efficiency related to an electric motor makes logical considering its use as the driving element for centrifugal compressors in gas compression plants. However, control, protection and supervision system and philosophy may vary in comparison with that one used with a turbo-compressor. That motivated the present investigation to characterize control and protection strategies as well as the equipment needed for visualization and supervision of all parameters inside a compression plant, considering electro-compressors. This goal was achieved by direct observation of compression process at existing plants in the region, where the process is completed through three compression stages. Also, several interviews and questionnaires were applied to people involved with the process: operation, maintenance, engineering, design and supply personal. Moreover, bibliographical research was made to determine which control, protection and supervision system will fit for the management of main process at this kind of plants. At the end of this study was developed a tool for the specification and design of an integral system for the management and protection of compression plants with electro-compressors, considering programmable logic controllers (PLC) with appropriate algorithms for control and protection, integrated in a unique system that respects best engineering practices and recommended standards for this specific type of process. Key Words: natural gas, compression, compression plant, electro-compressor, control, protection, supervision, PLC. Author’s e-mail: [email protected]

DEDICATORIA

Para aquellas personas presentes en mi vida,

que hacen que alcanzar metas como ésta,

tenga un mejor sentido.

Para ustedes el fruto del esfuerzo.

AGRADECIMIENTO

A Dios, presente en todas las cosas. Sin él, nada es posible.

Al profesor Javier Bastidas, por brindarme su apoyo y guía en momentos de

dificultad en la ejecución de este trabajo y por haber inculcado en mí, desde su

salón de clases, interés en la instrumentación y el control.

A la profesora Ana Irene Rivas, por su buena disposición, recomendaciones e

innegable ayuda para lograr concretar el fruto de arduos años de estudio.

A mis amigas y profesionales Tiziana Rossi y Romelia Hidalgo, por facilitarme el

arranque (cuando no se sabe cómo comenzar) y la culminación (cuándo no se sabe

si se va a terminar) de este estudio.

A los ingenieros y compañeros, Gioconda Rossi, Ana Virginia Bolívar, Lastenia

Larreal, Oscar Torres, Jesús Beltrán, Wilmer Díaz y Silvia Prieto, por ayudarme

desinteresadamente en la recopilación de información valiosa para el desarrollo de

este trabajo.

A todo el personal técnico, proyectistas e ingenieros que colaboraron compartiendo

sus conocimientos sobre el tema e invaluables experiencias para poder realizar esta

labor.

A los que colaboraron de forma indirecta en este trabajo, sin poner una letra, sin

estudiar un concepto, sin analizar un proceso; pero que en lugar de esto, me

brindaron apoyo, hicieron de niñeros, comieron conmigo, secaron mis lágrimas en

momentos de frustración o amanecieron conmigo del otro lado del computador…

Sin ustedes, mis colaboradores, mis amigos, no lo hubiese ni siquiera soñado.

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN.……………………………………………………………………………………………………………. 4

ABSTRACT……………………………………………………………………………………………………………. 5

DEDICATORIA…..…………………………………………………………………………………………………. 6

AGRADECIMIENTO……………………………………………………………………………………………….. 7

TABLA DE CONTENIDO.………………………………………………………………………………………. 8

LISTA DE TABLAS.……………………………………………………………………………………………….. 10

LISTA DE FIGURAS..……………………………………………………………………………………………. 11

INTRODUCCIÓN.…………………………………………………………………………………………………… 12

CAPÍTULO

I EL PROBLEMA

1. MARCO REFERENCIAL…………………………………………………………………… 14

1.1 Planteamiento y formulación del problema………………………...... 14

1.2 Objetivo general de la investigación………………………………………. 16

1.3 Objetivos específicos de la investigación...……………………………. 16

1.4 Justificación de la investigación……..………………………………………. 16

1.5 Delimitación de la investigación……………………………………………… 17

II MARCO TEÓRICO

2. MARCO TEÓRICO…………………………………………………………………………… 18

2.1 Antecedentes de la investigación…………………………………………….. 18

2.2 Fundamentos teóricos………………………………………………………………. 19

2.2.1 Gas natural……………………………………………………………………… 19

2.2.2 Plantas compresoras de gas…………………………………………… 23

2.2.3 Compresores…………………………………………………………………… 26

2.2.4 Sistemas de control, protección y supervisión……………… 31

2.3 Definición de términos básicos………………………………………………… 38

2.4 Sistema de variables….……………………………………………………………. 39

2.4.1 Conceptualización de la variable….………………………………… 39

2.4.2 Operacionalización de la variable…………………………………… 40

2.4.3 Dimensiones e indicadores de la variable……………………… 40

Página

III MARCO METODOLÓGICO

3. MARCO METODOLÓGICO 42

3.1 Tipo de la investigación……………………………………………………………. 42

3.2 Diseño de la investigación………………………………………………………… 42

3.3 Técnicas e instrumentos de recolección de datos…………………… 42

3.4 Procedimiento metodológico……………………………………………………. 43

IV RESULTADOS 4.1 Caracterización del proceso de compresión de gas por medio

de plantas compresoras con electrocompresores……………………………… 49

4.1.1 Características de equipos principales de plantas compresoras de gas……………………………………………………………………… ……

54

4.2. Filosofías de control, protección y supervisión para plantas compresoras de gas…………………………………………………………………………

58

4.2.1 Estrategias de control y protección para plantas compresoras de gas…………………………………………………………………………….

58

4.2.2 Filosofía de control, protección y supervisión de plantas compresoras……………………………………………………………………......

62

4.3 Arquitectura de control industrial para plantas compresoras de gas………………………………………………………………………………………………….

74

4.3.1 Enlace de los sistemas de control y supervisión……….… 77

4.3.2 Enlace de los sistemas de parada de emergencia (ESD)……………………………………………………………………………………………………

78

4.3.3 Enlace PLC primario de control – sistema de parada de emergencia (ESD)………………………………………………………………………….

78

4.3.4 Enlace sistema de monitoreo y protección por vibración………………………………………………………………………………………………

78

4.3.5 Enlace PLC primario de control – sistema de detección y extinción de incendio……………………………………………………………………….

78

4.4 Especificaciones técnicas del sistema de control, protección y supervisión para plantas compresoras……………………………………………….

80

4.4.1 Especificaciones técnicas del sistema de control para plantas compresoras……………………………………………………………………………

80

4.4.2 Especificaciones técnicas del sistema de protección para plantas compresoras…………………………………………………………………..

84

4.4.3 Especificaciones técnicas del sistema de supervisión para plantas compresoras…………………………………………………………………..

88

CONCLUSIONES…………………………………………………………………………………………………… 91

RECOMENDACIONES……………………………………………………………………………………………. 93

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………………………………. 94

ANEXOS………………………………………………………………………………………………………………… 96

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1 COMPONENTES Y CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL…………………… 20

2 COMPARACIÓN RELATIVA DE COMPRESORES……………………………………… 27

3 DIMENSIONES E INDICADORES DE LA VARIABLE……………………………….. 41

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1 PIRÁMIDE DE AUTOMATIZACIÓN…………………………………………………………… 33

2 SISTEMA ANTIOLEAJE TÍPICO……………………………………………………………….. 36

3 DIAGRAMA DE BLOQUES PROCESO DE COMPRESIÓN TRES ETAPAS…. 53

4 DIAGRAMA DE FLUJO PROCESO EN PLANTAS COMPRESORAS DE TRES ETAPAS…………………………………………………………………………………………..

57

5 PIRÁMIDE DE AUTOMATIZACIÓN EN PLANTAS COMPRESORAS DE TRES ETAPAS…………………………………………………………………………………………..

75

6 ARQUITECTURA SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y SUPERVISIÓN PLANTAS COMPRESORAS DE GAS………………………………….

79

12

INTRODUCCIÓN

El creciente uso del gas natural como medio alternativo de energía a nivel

mundial, gracias a las grandes ventajas que éste ofrece en comparación con otras

fuentes energéticas, como limpieza inherente, eficiencia, facilidad de almacenaje y

manejo, entre otras; ha hecho proliferar la construcción de plantas compresoras de

gas natural.

La gran mayoría de los elementos y equipos que conforman una planta

compresora son automatizados o poseen dispositivos que funcionan comandados

por un sistema automático que captura información, la procesa de acuerdo a una

metodología establecida y posteriormente, ejerce acciones de control y protección

que permiten que el proceso en la planta se realice de forma eficiente, controlada,

rápida y sobretodo, segura.

Este manejo de información se realiza a través de lo que se conoce como

sistemas de control, protección y supervisión, cuyas funciones principales son las de

manejar y monitorear todos los parámetros relacionados con la operación de la

planta, así como la ejecución de estrategias de protección y resguardo de la misma,

del persona que en ella labora y del ambiente que rodea sus instalaciones.

Este sistema debe seleccionarse de acuerdo a las características de la planta

compresora, incluyendo el tipo de equipo principal de la misma: el compresor.

Dependiendo del tipo de compresor y su elemento motriz, se seleccionarán las

estrategias apropiadas para el control de la planta.

Este estudio busca desarrollar el sistema de control, protección y supervisión

para plantas compresora de gas que empleen compresores centrífugos de tres

etapas y cuyo elemento motriz sea el motor eléctrico, controlado por un variador de

velocidad.

La selección de estas características específicas para esta investigación se

fundamenta en que existe una marcada tendencia a la sustitución de motores

eléctricos por turbinas de gas existentes, debido a la necesidad de dar un mejor uso

al gas de procesos que también se utiliza para alimentar a la turbina del compresor,

en especial por el incremento de la demanda de gas a nivel mundial y por el

aumento en su precio.

13

Esta investigación permite contar con una herramienta para la especificación

técnica de sistemas de control, protección y supervisión para este tipo de plantas,

las cuales poseen necesidades particulares de control y protección.

Esto se logró a través de la recolección de información directamente de

campo por medio de la observación directa, la revisión de literatura, el desarrollo de

entrevistas con el personal involucrado en el diseño, operación y mantenimiento de

plantas compresoras y la aplicación de cuestionarios en áreas puntuales del estudio.

La investigación se estructuró en cuatro capítulos donde se organizó y analizó

toda la información recolectada, de la siguiente manera:

Capítulo I: donde se describe la problemática cuestión de estudio, la

justificación de la investigación, los objetivos que persigue, el alcance y delimitación

del mismo.

Capítulo II: donde se presenta el sustento teórico del estudio, así como las

investigaciones en el área que le precedieron, los términos básicos y el análisis de la

variable.

Capítulo III: donde se indica todo el marco metodológico referente a la

investigación, su tipo, diseño, técnicas e instrumentos de recolección de datos y el

procedimiento metodológico a utilizar para alcanzar los objetivos planteados.

Capítulo IV: donde se exponen los resultados de la investigación, a saber, las

especificaciones del sistema de control, protección y supervisión para plantas

compresoras de gas basadas en electro-compresores.

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1. MARCO REFERENCIAL

1.1 Planteamiento y formulación del problema

Cuando se habla de petróleo normalmente se piensa en la producción de

crudos livianos, medianos, pesados y extra-pesados, lo cual se fundamenta en el

hecho de que la mayor parte del ingreso para los países exportadores de petróleo se

centra en el crudo y sus derivados. Aún así, en estos países, el volumen de gas

natural que se produce representa una substancial contribución a sus ingresos, por

lo que las operaciones de exploración, perforación, producción, transporte y

procesamiento del gas se han convertido en una importantísima industria dentro de

la misma industria petrolera global.

El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas han contribuido a

que esta fuente natural de energía se convierta en un elemento indispensable para

la vida moderna. El proceso de obtención de gas natural comienza desde la

exploración de los yacimientos gasíferos y/o petrolíferos, pasando por la

explotación, producción y manejo de los mismos, hasta llegar al transporte y

entrega del gas desde las instalaciones en campo hacia los mercados en una ruta.

El transporte del gas se realiza a través de tuberías cuyos diámetros varían

de acuerdo al volumen de gas a transportar y a las presiones requeridas para

realizar la transmisión. Asimismo, la longitud de estas tuberías o gasoductos puede

oscilar entre cientos de metros hasta miles de kilómetros, dependiendo de la

distancia a cubrir entre la fuente de origen del gas y los diferentes mercados que

requieran el mismo.

Ahora bien, a medida que las distancias de transporte del gas aumentan, lo

cual es un caso común en el negocio petrolero, se requiere incrementar la presión a

la cual se encuentra el gas natural utilizando plantas o estaciones compresoras,

para garantizar que éste llegue a todos los puntos involucrados en una red de

distribución de gas cualquiera.

Comúnmente, este proceso de compresión se realiza por etapas, (empleando

con frecuencia tres etapas) a través de las cuales se alcanza el aumento de presión

15

escalonado hasta el valor deseado, pudiendo utilizarse turbocompresores o

compresores accionados por motores eléctricos. Este proceso requiere que tanto el

compresor como el resto de los equipos asociados al proceso posean un sistema

adecuado de control, protección y supervisión, que permita manejar de forma

eficiente y segura cada una de las etapas y sub-procesos presentes dentro de una

planta compresora, desde la entrada del gas a una presión reducida hasta la salida

de gas hacia un gasoducto o a una red de distribución, a una presión elevada.

La práctica común en el diseño y construcción de plantas compresoras en los

últimos años indica que ha prevalecido el uso de turbo-compresores como equipo

principal para la compresión de gas natural. Sin embargo, el creciente avance

tecnológico en el diseño de motores eléctricos y su inherente eficiencia, ha sugerido

la incorporación de electro-compresores en plantas compresoras.

En el caso de las plantas compresoras basadas en compresores accionados

por motores eléctricos o electro-compresores, el sistema posee necesidades de

control, protección y supervisión particulares que no siempre coinciden con las

usualmente utilizadas para el caso donde se emplean turbo-compresores, por lo que

se hace imperativo conocer las características de este tipo de sistemas antes de

diseñar todo el complejo sistema de control y protección para este tipo de plantas.

El diseño e implantación de un sistema de control y protección inapropiado

para una planta compresora podría acarrear consecuencias devastadoras tanto para

las instalaciones asociadas a ésta como para los operadores, mantenedores y

comunidades vecinas a la planta de compresión, debido a que este sistema sería el

encargado de controlar, supervisar, reportar y ejecutar, tanto las estrategias de

manejo de la planta compresora de gas, como gran parte de las acciones de

protección y seguridad de la misma, recordando que en ésta se encuentra presente

gas natural a altas presiones.

Este estudio plantea, por lo tanto, la caracterización y desarrollo de un

sistema de control, protección y supervisión para plantas compresoras de gas en las

cuales el compresor utilizado sea de tipo centrífugo accionado por motor eléctrico y

donde la compresión sea realizada en tres etapas escalonadas de aumento de

presión, lo cual es uno de los casos más comunes en la industria petrolera a nivel

mundial.

16

1.2 Objetivo general de la investigación

Desarrollar el sistema de control, protección y supervisión para plantas


1.3 Objetivos específicos de la investigación

• Caracterizar el proceso de compresión de gas por medio de plantas

compresoras con electro-compresores.

• Desarrollar filosofías de control, protección y supervisión para plantas

compresoras de gas.

• Definir la arquitectura de control industrial para plantas compresoras de

gas natural.

• Especificar el sistema de control, protección y supervisión para plantas


1.4 Justificación de la investigación

El presente estudio aportará información importante sobre los sistemas de

control, protección y supervisión para plantas compresoras de gas natural,

concentrándose específicamente en aquellas que posean compresores centrífugos

accionados por motores eléctricos, por lo que se obtendrá un modelo característico

de estos sistemas, los cuales son parte imprescindible del proceso de compresión de

gas en la actualidad. Por lo tanto, se pretende llenar el vacío de información

existente sobre este tipo de sistemas lo que permitiría aumentar la eficiencia y

claridad en el diseño e implantación de éstos en la práctica.

Asimismo, este estudio servirá como herramienta de apoyo en la toma de

decisiones para la selección y especificación, tanto de los sistemas de control,

protección y supervisión, como de los elementos que lo conforman, como es el caso

de controladores programables, instrumentos de campo, redes de comunicación,

entre otros.

Igualmente, el desarrollo de un sistema de control y protección para plantas

compresoras basadas en compresores eléctricos, podrá servir de guía para realizar

una diferenciación y comparación justa con los sistemas asociados a plantas turbo-

compresoras, en cuanto a complejidad, criticidad de elementos, protección,

visualización, estrategias de control, entre otros factores.

17

De la misma forma, la metodología empleada para ejecutar este proyecto,

podrá servir de base y sustento para extender u orientar modelos similares al resto

de los sistemas auxiliares no contemplados en este proyecto como el sistema contra

incendio, sistema de alarma, comunicación y voceo, sistema de seguridad de activos

de producción, entre otros.

Desde el punto de vista teórico, el estudio permitirá el desarrollo de

aplicaciones de sistemas de control ya conocidos e integrarlos a las estrategias y

necesidades de control y protección específicas para este tipo de plantas de

compresión, de la mano con el estudio y aplicación de las normas nacionales e

internacionales que rigen el manejo de sistemas de control y el proceso de

compresión de gas natural como tal.

1.5 Delimitación de la investigación

Esta investigación contemplará el estudio de los sistemas de control para el

proceso de compresión de gas natural a través de tres etapas de compresión, en

plantas con compresores de gas centrífugos accionados por motor eléctrico,

considerando las estrategias típicas de control para este tipo de proceso. Además,

se estudiarán los sistemas de protección a especificarse con el fin de resguardar a

los equipos críticos del proceso y los sistemas de visualización a nivel local en la

planta, sin considerar el estudio profundo de los posibles sistemas supervisorios a

distancia o remotos. No se estudiarán los sistemas secundarios presentes de forma

típica en una planta compresora tales como sistemas de detección de incendio,

sistemas de seguridad o vigilancia, sistemas de comunicación y voceo, entre otros.

Este estudio se desarrollará en un lapso estimado de un año, comenzando en

el mes de Junio de 2007 hasta el mes de Junio de 2008.

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2. MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes de la investigación

Durante el proceso de recopilación de información se encontraron

documentos y trabajos de grado que servirán de base para el inicio y concreción del

presente estudio, entre los cuales se encuentran:

“Diseño del sistema de control de la planta de trituración de carbón”,

Trabajo Especial de Grado de la Universidad del Zulia, presentado por Luzardo,

Hugo (2002) en el cual se presenta la mejora en la filosofía de control y

supervisión para una planta trituradora de carbón, incluyendo los equipos

recomendados para mejorar el funcionamiento de la misma, desde el punto de vista

de eficiencia, productividad, tiempos de parada, entre otros. Este estudio servirá de

referencia para el planteamiento de la filosofía de control y supervisión de para la

planta electro-compresora y para la selección adecuada de los elementos de campo

que permitirán ejecutar dicha filosofía.

“Actualización del sistema de control de un compresor centrífugo de

tres etapas”, Trabajo Especial de Grado de la Universidad del Zulia, realizado por

Cano, Angerdy y Espina, Kelvin (2002), en el cual se actualizó el sistema de

control de un compresor centrífugo de tres etapas, migrando al control a un

microcontrolador lógico programable y además realizando la sustitución de los

componentes mecánicos, electrónicos e instrumentos del sistema. El empleo de un

microcontrolador se fundamentó en que éste permitió realizar control de secuencia,

monitorear y controlar el equipo a distancia, automatizar ciertas operaciones que

antes eran realizadas por el operador en sitio e incrementar la confiabilidad y

flexibilidad del sistema. Este trabajo servirá para describir el funcionamiento de un

compresor centrífugo de tres etapas, al igual que se utilizará para analizar el

sistema de control para una planta compresora y para recomendar las estrategias

de control de secuencia del compresor.

“Diseño de un sistema de control industrial basado en controladores

lógicos programables para un sistema de refrigeración y recompresión de

19

gas natural”, Trabajo Especial de Grado de la Universidad del Zulia, presentado

por Jerez, Ramón y Torres, Alexander (1999) en el cual se incorporó la

instrumentación asociada a la modernización de los compresores de la planta de gas

licuado con la finalidad de recolectar toda las señales necesarias para garantizar el

funcionamiento óptimo de la planta e integrarlas al sistema de control, protección y

supervisión de la misma. En este proyecto se obtuvo el diseño de cuatro gabinetes

de control con los equipos necesarios para ejecutar las acciones de control,

supervisión y protección de los sistemas de refrigeración, recompresión de baja

presión y recompresión de alta presión. Este trabajo se utilizará como referencia

para la especificación del sistema de control, protección y supervisión de la planta

compresora de gas y la revisión de los diagramas de tuberías e instrumentación

asociados al proceso.

“Diseño y simulación de un sistema de control antioleaje para un

compresor centrífugo”, Trabajo Especial de Grado de la Universidad del Zulia,

realizado por Tamara, Julio y Vega, Valeria (1996), en el cual se realizó el

reemplazo de las estrategias de control antioleaje de los compresores centrífugos de

CO2 de las plantas de úrea del Complejo Petroquímico El Tablazo, desarrollando las

ecuaciones de operación del compresor, realizando la simulación respectiva y

diseñando las estrategias de control necesarias para prevenir el fenómeno de

antioleaje en el mismo. Este estudio servirá como guía en la selección de las

estrategias a recomendar para realizar el control antioleaje del electro-compresor,

considerando la propuesta de un sistema de control asimétrico.

2.2 Fundamentos teóricos

La información teórica a ser recopilada podrá dividirse en cuatro grandes

bloques a saber, el bloque referente a gas natural, el de plantas compresoras de

gas natural, el bloque de compresores eléctricos y por último el bloque de sistemas

de control, protección y supervisión. Estos se detallan a continuación.

2.2.1 Gas natural

2.2.1.1 Definición

Su nombre proviene de la palabra caos. Es una mezcla de hidrocarburos

gaseosos y líquidos, compuesta de multitud de moléculas que se mueven de manera

20

aleatoria y caótica, colisionando continuamente entre sí y con todo lo que le rodea.

Aunque su composición varía de acuerdo al yacimiento de donde se extraiga, su

principal componente es el metano, en proporciones que generalmente son

superiores al 70% (Bavierii, 1998).

El gas natural se encuentra, al igual que el petróleo, en yacimientos en el

subsuelo. Puede presentarse asociado, cuando está mezclado con el crudo al ser

extraído del yacimiento; o libre (no asociado) cuando se encuentra en un

yacimiento en el cual sólo existe gas.

2.2.1.2 Características

Los gases rellenan cualquier volumen disponible y se mezclan rápidamente en

cualquier atmósfera donde sean liberados.

Se indica que el componente principal del gas natural es el metano. Pero en

éste también se encuentran presentes otros hidrocarburos, tanto en forma de gas

como en forma de líquido. En función del porcentaje real que refleje el análisis de

muestras de gas de un yacimiento, se podrá determinar la cantidad de líquidos con

posibilidad de extraerse y comercializarse.

En la siguiente tabla se refleja la composición típica de una muestra de gas

natural, con la variación de porcentaje molecular de cada componente.

Tabla 1. Componentes y características del gas natural (Barberii, 1998)

21

En esta tabla puede observarse como el sulfuro de hidrógeno (H2S) puede

aparecer como componente del gas de muchos yacimientos petrolíferos y gasíferos

desde trazas hasta 28% del porcentaje molecular. Este gas es muy tóxico y en

pequeñísimas cantidades, 0,01 a 0,10 % en la atmósfera, puede causar desde una

severa y dolorosa irritación de la vista hasta la muerte rápida (Barberii, 1998). Es

por esto que es común instalar detectores para monitorear la presencia del sulfuro

de hidrógeno en instalaciones donde se maneje gas natural.

2.2.1.3 Clasificación

De acuerdo a la cantidad de hidrocarburos gaseosos e impurezas presentes,

la composición del gas natural se puede clasificar en:

• Gas húmedo: cuando su principal componente es el metano, así como

otros hidrocarburos licuables a temperatura y presión ambiental. Puede contener

vapor de agua.

• Gas seco o pobre: cuando posee pequeñas cantidades de hidrocarburos

diferentes al metano. No contiene vapor de agua.

• Gas amargo o ácido: cuando posee impurezas de sulfuro de hidrógeno o

ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono (CO2).

• Gas dulce: cuando el gas sufre la remoción o eliminación de compuestos

amargos mediante procesos de endulzamiento.

2.2.1.4 Ventajas del uso de gas natural

• Como combustible, sobrepasa la eficiencia de otros combustibles.

• A diferencia de otros combustibles es limpio, no produce hollín ni mugre,

por lo que los equipos donde es utilizado no requieren mantenimiento adicional.

• Puede manejarse a diferentes presiones y temperaturas.

• Puede ser transportado a grandes distancias a través de redes de

distribución y tuberías.

• Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios, lo que lo

hace de bajo costo por volumen.

• Puede ser entregado de forma continua y directa a los usuarios finales,

utilizando controladores y reguladores, sin necesidad de ser almacenado en sitio.

22

• Su reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en

pequeños y seguros recipientes, fáciles de manejar, transportar e instalar para

suplir combustibles en sitios no servidos por red de tuberías de distribución.

• El gas licuado puede también transportarse en barcos, desde áreas

remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento

que surten a industrias y a clientes particulares.

• Se ha comprobado que como combustible el gas metano es muchísimo

menos contaminante del ambiente que otros, como la gasolina y el Diesel.

• El gas seco, húmedo o condensado, a través de tratamientos adecuados,

sirve de insumo para la refinación y petroquímica, donde por medio de plantas

especialmente diseñadas se hacen recombinaciones de las moléculas de los

hidrocarburos para obtener materia prima para otros procesos y productos finales.

• El uso del gas natural como combustible en diferentes sectores, sustituye

energéticos como la electricidad, gas licuado de petróleo (GLP), queroseno, fuel oil,

crudos pesados, carbón, gasolina y diesel.

• Puede utilizarse para inyectarlo en los yacimientos y aprovechar al

máximo al petróleo presente en éste.

• Es elemento fundamental en la fabricación de hornos de fundición, aceros

de alta consistencia, entre otros.

2.2.1.5 Compresibilidad de los gases

La compresibilidad de los gases es una de las características más importantes

de los gases, que indica que al aplicarles presión pueden ser comprimidos y por lo

tanto, pueden ser almacenados en recipientes de determinados volúmenes.

Durante el proceso de compresión, se somete el gas metano seco a un

aumento de la presión, para enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su

utilización en el sector doméstico e industrial, incluyendo las operaciones de

producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que

producen por levantamiento artificial).

2.2.1.6 Transporte del gas natural

El gas se transporta por tuberías, llamadas gasoductos, que pueden recorrer

desde unos cientos de metros hasta miles de kilómetros, dependiendo de la

23

distancia entre la fuente de origen y el sitio final de disposición del mismo. A medida

que las distancias a cubrir sean más largas, se requiere comprimir el gas a

presiones elevadas para garantizar su despacho a lo largo de los diferentes puntos

que puedan conformar una red de distribución.

En estos casos se requiere instalar estaciones o plantas compresoras en

ciertos puntos de la red de distribución.

2.2.2 Plantas compresoras de gas

2.2.2.1 Definición

Son instalaciones ubicadas estratégicamente a lo largo de una red de

distribución, cuya función es la de suministrar al gas la energía necesaria para

recorrer grandes tramos de tubería, paliando las pérdidas debidas a la disipación

viscosa.

2.2.2.2 Características

Generalmente, en las plantas compresoras confluyen dos o más tramos de

tuberías o gasoductos, para aspiración e impulsión. La configuración típica es de dos

líneas de compresión en paralelo más una línea de respaldo, cada una con un

compresor (tradicionalmente a gas) que genera la potencia necesaria para mover el

compresor centrífugo de proceso.

Para Barberii (1998), la compresión del gas generalmente se realiza por

etapas, utilizándose comúnmente tres etapas de compresión que pueden satisfacer

las presiones requeridas, al tomarse en consideración la presión de entrada y la de

salida, la relación de compresión, la temperatura de entrada y de salida y el peso

molecular del gas; para determinar de esta manera, la potencia de compresión

requerida para determinado volumen fijo de gas.

2.2.2.3 Elementos y equipos principales en una planta compresora

A continuación se listan los principales equipos y elementos presentes en una

planta compresora de gas natural que utilice electro-compresores de tres etapas,

ubicados por módulos funcionales.

Módulo de entrada (succión de gas)

24

• Separador de entrada.

• Recolector de condensados.

• Válvulas de entrada y ecualización de presión.

• Bombas de transferencia de condensado.

• Válvulas de bloqueo o shut-down.

• Válvulas de alivio o blow-down.

• Válvulas de seguridad para recipientes presurizados.

• Trampas de recibo de cochino.

• Válvulas de control de presión de entrada a módulo de compresión.

• Sistema de líneas de alivio y venteo.

• Sistema de líneas de drenajes y recolección de efluentes.

• Elementos de medición, control y protección del proceso.

Módulo de compresión (tres etapas)

• Separador de entrada con control y desalojo de nivel de condensados.

• Compresor eléctrico de tres etapas.

• Variador de velocidad o caja de velocidades.

• Caja de engranajes.

• Intercambiador de calor enfriado por aire.

• Elementos de medición y control para estrategia antioleaje.






Módulo de salida (descarga de gas)

• Separador de descarga.

• Válvulas de alivio o blow-down




• Válvulas de control de presión de gas hacia red de distribución.

25

Además, se requiere equipos de apoyo y auxiliares para la normal y segura

operación de la planta compresora como equipos de detección, compresores para

aire de instrumentos, plataforma eléctrica, entre otros.

2.2.2.4 Características de elementos principales en plantas compresoras de gas

Separadores

También llamados depuradores, un separador es un cilindro de acero que por

lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes

básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los

hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua (Martínez,

2002).

Otras veces, cuando se utiliza en plantas de tratamiento este equipo se

emplea para separar el glicol (que se usa como deshidratante del gas natural), de

las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción; o, cuando entran en

contacto con las aminas, que circulan en contracorriente con el gas natural para

eliminar los componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de

carbono.

• Clasificación

De acuerdo al número de fases que puede separar, los separadores se

clasifican en bifásicos, para dos fases como petróleo y gas o agua y petróleo;

trifásicos, cuando separan tres fases, como agua, petróleo y gas; y tetrafásicos,

aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la

separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

De acuerdo a la posición del cilindro, se clasifican en horizontales y verticales.

De acuerdo a la ubicación relativa del separador con respecto a los otros

equipos dentro del proceso se clasifican en separador de entrada, ubicados como su

nombre lo indica a la entrada de una planta para recibir el fluido en su condición

original; separadores en serie, los que están colocados uno después del otro y

separadores en paralelo, cuando están uno al lado del otro. En el primer caso la

depuración se realiza de manera progresiva y en el segundo las dos unidades hacen

el mismo trabajo.

26

También, pueden clasificarse de acuerdo a la actividad específica que

desempeñen en separadores tipo filtro, de venteo o “flash tanks”, trampas o

“knochout drums”, separadores de baches (“slug catcher”), separador ciclónico,

entre otros.

Intercambiadores de calor

También llamados enfriadores, ventiladores, “air cooler” o “fin-fan”. Son

equipos que “básicamente remueven o adicionan calor a un fluido” (Soares, 2002).

Los más comunes son los intercambiadores de concha y los de tubos.

2.2.3 Compresores

Según Gresh (2003), el manejo de flujo representa dos problemas

fundamentales, el transporte y la presurización. Hoy en día, la presurización de un

fluido se logra a través del uso de compresores en sus diferentes formas.

2.2.3.1 Definición

“Un compresor es un dispositivo que transfiere energía a un flujo gaseoso con

el propósito de incrementar la presión como en el caso en que el compresor es el

transportador primario del fluido en un proceso” (Gresh, 2003).

Los dispositivos que desarrollen menos de 5 psig o que efectúen un

incremento en la densidad en 7% de la succión a la descarga, son clasificados como

sopladores o ventiladores, con ecuaciones más sencillas que para el caso de los

compresores ya que se asume densidad constante. Por encima del nivel anterior, los

dispositivos son llamados compresores.

Las bombas hidráulicas son muy similares a los compresores pero manejan

principalmente fluidos hidráulicos no compresibles, mientras que los compresores

manejan fluidos gaseosos.

2.2.3.2 Tipos de compresores

Los dos tipos básicos de compresores son los de desplazamiento positivo y los

dinámicos.

• Compresores de desplazamiento positivo

27

Son aquellos que funcionan atrapando un volumen determinado de gas y

reduciendo ese volumen para aumentar la presión, como en el caso de una bomba

de aire de una bicicleta.

En este tipo de compresor las características principales son el flujo constante

y el cociente de presión variable (por cada velocidad). Entre los compresores de

desplazamiento positivo están los de pistón, los de tornillo, los de álabes y los de

lóbulos.

• Compresores dinámicos

“Son aquellos que dependen de un movimiento para transferir energía del

rotor del compresor al gas del proceso” (Gresh, 2003).

En ellos, las características varían dependiendo del tipo de compresor y del

tipo de gas a ser comprimido. Además, el flujo es continuo, sin presencia de

válvulas y sin contención del gas.

La compresión depende de la interacción dinámica entre el mecanismo y el

gas. Entre los compresores dinámicos están los eyectores, los compresores axiales y

los compresores centrífugos.

TIPO VENTAJAS DESVENTAJAS Centrífugo Rango de operación amplio

Poco mantenimiento Alta confiabilidad

Inestable a bajo flujo Eficiencia moderada

Axial Alta eficiencia Alta velocidad Alto flujo

Bajo cociente de presión Rango angosto de flujo Álabes frágiles y caros

Desplazamiento positivo

Cociente de presión no afectado por las propiedades del gas Buena eficiencia a baja velocidad

Capacidad limitada Alto cociente peso capacidad

Eyector Diseño simple No muy caro Sin partes móviles Alto cociente de presión

Baja eficiencia Requiere de alta presión

2.2.3.3 Compresores centrífugos

Un compresor centrífugo actúa en un gas por medio de álabes de un impulsor

rotativo. El movimiento rotatorio del gas resulta en una velocidad hacia afuera

Tabla 2. Comparación relativa de compresores (Gresh, 2003)

28

debido a las fuerzas centrífugas. La componente tangencial de esta velocidad hacia

afuera es entonces transformada en presión a través de un difusor.

El compresor centrífugo es preferido para altas capacidades de manejo de

flujo, con mayor cociente de presión por etapa (para compresores multi-etapa) que

los demás tipos de compresores.

El compresor centrífugo requiere personal con entrenamiento especializado

para su operación, en especial, por la perenne preocupación de operarlos en

regiones aerodinámicamente inestables como la región de “surge” u oleaje y la

pared de choque, debido a que si éste es operado en esas zonas puede derivar en

daños severos al equipo.

2.2.3.4 Fenómenos importantes en un compresor centrífugo

Los siguientes fenómenos son considerados como los más importantes para

un compresor centrífugo.

• Pared de choque (“stonewall”)

Según Gresh (2003) “la pared de choque es una condición en la cual el

incremento de capacidad (flujo) resulta en una disminución excesiva de altura”,

siendo la altura el aumento de presión a la salida del compresor.

Hacer que un compresor centrífugo opere a un rango muy alto de flujo tiene

un efecto muy negativo en su rendimiento y puede causar daños considerables al

mismo. El efecto de pared de choque de una etapa de un compresor centrífugo con

difusor sin venas es controlado por la geometría del vector de entrada al impulsor.

• Oleaje (“surge”)

Gresh (2003) define el fenómeno de oleaje como la altura (aumento de

presión) pico. Por debajo de este punto de “surge” la presión disminuye al disminuir

el flujo.

Este fenómeno es sumamente dañino al compresor y tiene que ser evitado.

Durante un evento de oleaje, un regreso de flujo ocurre resultando en un

doblamiento inverso de casi todos los componentes del compresor. A mayor presión

o mayor nivel de energía, mayores serán las fuerzas dañinas del “surge” sobre el

compresor.

29

• Cambio en las condiciones de diseño

La operación de un compresor fuera de los parámetros para los cuales fue

diseñado afecta la curva de rendimiento de este. Cualquier cambio que se produzca

en las condiciones de succión puede cambiar la presión de descarga y potencia del

gas.

Si se requiere una presión de descarga determinada y las condiciones de

succión cambian (tales como presión o temperatura de succión, peso molecular del

gas), entonces se hace necesario un cambio de velocidad del compresor.

En el caso de compresores accionados por motor eléctrico, esto puede

lograrse adicionando una caja de velocidades o un variador de velocidad al conjunto

motor-compresor.

2.2.3.5 Compresores accionados por motores eléctricos (electrocompresores)

El compresor es un equipo que no puede moverse por sí solo y requiere de un

elemento motriz que le permita realizar su función de compresión de gas.

Básicamente existen dos elementos motrices típicos en la industria moderna: la

turbina (de gas o vapor) y el motor eléctrico.

Los motocompresores o electrocompresores “son máquinas rotativas

destinadas a la función de compresión de gas y cuyo elemento motriz son motores

eléctricos” (Prieto, 2007).

2.2.3.6 Proceso de compresión de gas

Para explicar el proceso de compresión de gas en una planta compresora se

partirá del caso tradicional de un sólo tren o unidad de compresión, donde el

proceso se realiza en tres etapas escalonadas de aumento de presión. En líneas

generales, esto ocurre en ocho bloques de funciones, descritos brevemente a

continuación:

• Succión de gas: este bloque consiste en la entrada de gas asociado a

crudo, a la planta de compresión proveniente de una estación de flujo. El gas se

transfiere a un separador de entrada, a una temperatura y presión y específica,

donde se produce la separación del crudo presente en el gas, el cual es dirigido a un

tanque recolector de condensado para ser bombeado a un múltiple de producción u

otra estación de flujo.

30

• Succión primera etapa de compresión: del separador de entrada, el gas

seco se desplaza al separador de producción de la primera etapa de compresión,

donde se disminuye la temperatura del gas que entrará al compresor y se condensa

el crudo presente aún en el gas, el cual será recolectado y enviado al recolector de

condensados nombrado con anterioridad. El gas seco entra al compresor donde le

será elevada su presión y temperatura, en un primer escalón.

• Descarga primera etapa de compresión: el gas comprimido sale del

compresor y entra a un intercambiador de calor, donde será enfriado a una

temperatura específica para ser desviado a la segunda etapa de compresión. Este

gas también será utilizado para el control antioleaje del compresor, en caso de

requerirse, desviándolo al separador de la primera etapa y de allí al compresor.

• Succión segunda etapa de compresión: el gas seco proveniente de la

descarga del compresor en su primera etapa, se desplaza al separador de

producción de la segunda etapa de compresión, donde se disminuye la temperatura

del gas que entrará al compresor y se condensa el crudo presente aún en el gas, el

cual será recolectado y enviado al recolector de condensados nombrado con

anterioridad. El gas seco entra al compresor donde le será elevada su presión y

temperatura, en un segundo escalón.

• Descarga segunda etapa de compresión: el gas comprimido sale del


temperatura específica para ser desviado a la tercera etapa de compresión. Este gas

también será utilizado para el control antioleaje del compresor, en caso de

requerirse, desviándolo al separador de la segunda etapa y de allí al compresor.

• Succión tercera etapa de compresión: el gas seco proveniente de la

descarga del compresor en su segunda etapa, se desplaza al separador de

producción de la tercera etapa de compresión, donde se disminuye la temperatura

del gas que entrará al compresor y se condensa el crudo presente aún en el gas, el

cual será recolectado y enviado al recolector de condensados nombrado con

anterioridad. El gas seco entra al compresor donde le será elevada su presión y

temperatura, en un tercer escalón, hasta alcanzar la presión para la cual fue

diseñada la planta.

• Descarga tercera etapa de compresión: el gas comprimido sale del


temperatura específica para ser desviado a un último separador de descarga, el cual

31

desviará el gas hacia la red de distribución. Este gas también será utilizado para el

control antioleaje del compresor, en caso de requerirse, desviándolo al separador de

la tercera etapa y de allí al compresor.

• Descarga de gas: en este último bloque se realiza la descarga del gas

natural, a unas condiciones de temperatura y presión requeridas, en una red de

distribución.

La compresión del gas puede darse de forma simultánea para varios trenes

de compresión o unidades compresoras, dentro de la misma planta, siendo común

el arreglo 2+1 (dos en operación, uno en respaldo). En cada una de ellas ocurrirá el

proceso de compresión en tres etapas, siendo la succión y la descarga, comunes

para todos los módulos de compresión.

La refrigeración de inter-etapas y descarga es conseguida por

intercambiadores de calor enfriados por aire.

La formación de hidratos de carbono se consigue por medio de la inyección de

químicos como el glicol, con su respectiva unidad de regeneración. También puede

utilizarse la inyección de metanol.

El control de la velocidad del compresor, se logra por medio de un variador de

velocidad acoplado a través de una caja de engranajes al eje del compresor.

2.2.4 Sistemas de control, protección y supervisión

Para garantizar la operación eficiente, segura y facilitar las labores de

mantenimiento en una planta compresora, se deberá contar con una arquitectura de

control abierta que integre todas las funciones de control, paradas de emergencia y

monitoreo o supervisión de los módulos de compresión y sistemas comunes.

2.2.4.1 Generalidades

Como lo expresa Creus (2002) “con el aumento del tamaño del proceso y el

crecimiento de su complejidad, llega a ser necesario su óptimo control para

conseguir una marcha más perfecta de la planta...” lo que conlleva al desarrollo de

sistemas de control y protección avanzados en instalaciones tan complejas y críticas

como las plantas compresoras de gas natural.

Por muy importante y crítico que sean los procesos “no sería posible

coordinarlos sin la existencia de los sistemas físicos capaces de captar, distribuir y

32

almacenar toda la información generada. Es por ello que se hace necesaria la

infraestructura de comunicaciones capaz de realizar la integración de los sistemas

industriales” Rosado (2003).

Tradicionalmente se distinguen tres tipos de control industrial: control

centralizado, control híbrido y control distribuido. “La importancia de las tareas a

realizar, o la posibilidad de subdividir la tarea de control del proceso o conjunto de

máquinas en esas funciones autónomas, determinará en muchos casos la elección

de un tipo u otro de control” Rosado (2003).

• Control centralizado: es aquél donde un proceso puede ser gestionado o

manejado directamente mediante un solo elemento de control encargado de realizar

todas las tareas del proceso, incluyendo la supervisión. Rosado (2003).

Este sistema posee la gran desventaja de que si el sistema de control falla, el

proceso se paraliza, con las consecuencias asociadas a esta parada imprevista, o

para evitar esta condición se requiere el uso de redundancia en el controlador. Por

otra parte, para sistemas poco complejos y críticos representa un menor costo

económico.

• Control distribuido: según Creus (2002), es aquel que se realiza

“distribuyendo el riesgo de control único por ordenador en varios controladores o

tarjetas de control de tipo universal con algoritmos de control seleccionables por

software”. Los elementos de campo, la tarjetas de control y las estaciones de

monitoreo y supervisión estarán conectadas vía cables y protocolos de comunicación

establecidos.

• Control híbrido: según Rosado (2003), es aquel que posee elementos

tanto de un control centralizado como de un control distribuido.

2.2.4.2 Pirámide de automatización

En un entorno de automatización integrado, es necesaria la presencia de

controladores programables para el manejo de información y control de los

procesos, así como la implantación de redes de comunicación internas. Todos los

elementos presentes en el sistema automatizado de un proceso pueden ser

ubicados en lo que se conoce como pirámide de automatización, la cual muestra la

estructura jerárquica de todo el entorno y la interrelación entre todos los elementos

que la conforman.

33

• Nivel de sensado: o nivel de instrumentación de campo. Este nivel

incluye a los instrumentos primarios de medición en campo (sensores), así como a

los elementos finales de control o mando (actuadotes) distribuidos a lo largo de una

línea de producción o proceso.

Entre los elementos sensores se encuentran los transmisores y medidores de

presión, nivel, flujo, temperatura, posición, entre otros. Entre los elementos

actuadotes se encuentran las válvulas de control, válvulas on/off, motores,

calentadores, taladros, entre otros. En líneas generales, los sensores y actuadotes

son los aquéllos dispositivos de campo que requieren ser controlados por otros

elementos.

• Nivel de control: conformado por los elementos capaces de manejar y

gestionar actuadores y sensores del nivel de instrumentación, éstos son,

controladores programables, controladores basados en micro-procesadores, robots,

entre otros. Los elementos de control son los que permiten que los actuadores y

sensores funcionen de foma conjunta para ser capaces de realizar el proceso

industrial deseado.

Los dispositivos presentes en estos dos niveles poseen autonomía suficiente

como para realizar procesos productivos por sí solos. De hecho, existen numerosos

procesos basados únicamente en estos dos niveles de automatización. Sin embargo,

es recomendable que los elementos de control de un proceso posean características

de interconexión para ser enlazados a un nivel superior de supervisión y

visualización.

Figura 1. Pirámide de automatización (Rosado, 2003)

34

• Nivel de supervisión: también llamado nivel de planta. En este nivel se

encuentran los equipos a través de los cuales es posible monitorear todos los

elementos que posean capacidad de comunicarse a través de cables y protocolos de

comunicación determinados. Son elementos típicos de este nivel de supervisión los

computadores, pantallas industriales y las interfaces hombre-máquina, a través de

los cuales es posible obtener una imagen virtual de la planta y todo lo que ocurre

en el proceso en tiempo real, tales como alarmas, fallas, tendencias, alteraciones,

condiciones de operación, entre otras cosas.

• Nivel de gestión: o nivel de fábrica, es el más alejado del proceso

productivo. “En este nivel no es relevante el estado y la supervisión de los procesos

de la planta, en cambio, sí adquiere importancia toda la infomación relativa a la

producción y su gestión asociada” (Rosado, 2003). En esta información se incluyen

tiempos de producción, tiempos de parada, consumo de materias primas,

producción realizada, niveles de alamcenamiento de productos finales, con la

finalidad de establecer estadísticas de costos de producción, rendimiento de la

planta, y en líneas generales, para permitir la toma de decisiones a los niveles

directivos de la planta, en referencia al proceso productivo.

2.2.4.3 Sistema de control para plantas compresoras

Se refiere a los equipos de control donde residirán las lógicas secuenciales de

arranque y paro automático, así como las funciones de control del proceso de

compresión de gas y la operación del tren compresor.

Este sistema puede subdivirse a su vez en dos grupos:

• Sistema de Control del Proceso de Compresión de Gas: incluye los

equipos para la ejecución de las lógicas de control secuencial de arranque, paro del

proceso de compresión, así como el control de los equipos y sistemas auxiliares

(motores eléctricos, moto-bombas, ventiladores, calentadores, entre otros).

• Sistema de Control del Tren Motriz: comprende los equipos requeridos

para garantizar la segura operación del electro-compresor; incluyendo los controles

y secuencia de paro automático y control regulatorio de los mismos (control de

velocidad, aceleración, entre otros).

35

Las lógicas secuenciales a ser ejecutadas por el sistema de control básico de

la unidad a través de un Controlador Lógico Programable (PLC Primario de Control)

deberán incluir las siguientes funciones y/o aplicaciones de optimización de los

procesos del electro-compresor tales como:

• Sistema de Control Secuencial (arranque y paro automático del

compresor).

• Monitoreo de las señales de proceso del módulo de compresión

• Manejo de alarmas.

• Sistema de Control y Protección Antioleaje (“Surge”)

• Sistema de Control de Carga

• Sistema de Control de Velocidad

• Secuencia de arranque y equipos auxiliares

• Lazos PID

• Diagnóstico de los módulos de entrada y salida asociados

• Integración con el sistema de supervisión y control .

2.2.4.4 Principales estrategias de control para compresores centrífugos

• Control antioleaje (antisurge)

Este sistema de control debe mantener un flujo mínimo a través de la

máquina de tal forma que la condición de oleaje no sea alcanzada, tomando flujo de

la descarga de la máquina para mantener un flujo mínimo en la succión, en un

proceso llamado recirculación. De esta forma se mantiene “engañado” al compresor,

manteniendo el flujo mínimo necesario en la succión, sin importar si éste procede

de la línea de entrada al equipo o de la misma descarga del compresor.

Por supuesto, el flujo procedente de la descarga del compresor debe ser

enfriado a la temperatura de succión, antes de entrar de nuevo al equipo.

Según Gresh (2003) un esquema de control antioleaje típico se muestra en la

siguiente página:

36

El elemento de flujo (FE) es usualmente un orificio localizado en la succión del

compresor, aunque también podría ser un vénturi. El propósito es causar una caída

de presión temporal en el flujo para determinar el rango de flujo midiendo la

diferencia de presión antes y después del elemento medidor.

El transmisor de flujo (FT) es un transmisor de presión diferencial que mide la

caída de presión a través del elemento sensor de flujo y transmite una señal

eléctrica que es proporcional al flujo al cuadrado, hacia un elemento controlador que

definirá las acciones a tomar para el control antioleaje.

El medidor de presión diferencial (DPT) es un transmisor que mide la de

presión diferencial a través del compresor y envía una señal de salida que es

proporcional a la presión medida.

El controlador de surge es un instrumento de control de flujo que compara la

señal de salida del elemento de flujo con la señal de salida del medidor de presión

diferencial, arrojando un diferencial de presión ∆P. Cuando el ∆P calculado es menor

que el medido, el compresor está trabajando a la derecha de la línea de control.

Figura 2. Sistema Antioleaje Típico (Gresh, 2003)

Succión de Gas

Enfriador

FE

FT

FIC

DPT

Compresor

Recirculación

FCV

Descarga de Gas

37

Caso contrario, el compresor estará en la línea o a la izquierda de la línea de control

y entonces, el controlador de flujo abre la válvula antioleaje lo necesario para

mantener al compresor fuera de la condición de oleaje.

Para cambios rápidos de flujo, la respuesta del sistema de control tiene que

ser rápida para evitar que el compresor entre en “surge” u oleaje.

El LAG funciona de manera tal de abrir rápidamente la válvula antioleaje y

cerrarla lentamente, para proveer estabilidad al sistema y al proceso minimizando el

efecto de persecución del control y la válvula de reciclo.

La válvula de control antioleaje (FCV) es la encargada de prevenir que el

compresor entre en “surge” reciclando flujo de la descarga del compresor de

regreso a la succión del mismo.

2.2.4.5 Sistema de protección o sistema de parada de emergencia (ESD) para

plantas compresoras

También conocido como Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS), este

sistema de protección posee la función de garantizar la condición de una parada

segura del módulo de compresión en caso de detectarse condiciones anormales,

fuego, atmósfera explosiva, así como la activación manual o automática de las

lógicas de paro normal, de emergencia, fuego o falla en alguno de los equipos

mayores de proceso.

Típicamente, el ESD debe responder a condiciones como baja presión de

succión del compresor, alta presión de descarga, altas temperaturas de succión y/o

descarga, alta vibración en el motor de compresor, alto nivel de líquido en

separadores de entrada, entre otras condiciones anormales y no deseadas para el

proceso de compresión.

2.2.4.6 Sistema de supervisión para plantas compresoras

Este sistema contempla la instalación de interfaces hombre máquina en el

cuarto de control central y local de la planta compresora, para visualizar y

supervisar la operación del módulo de compresión, incluyendo las variables del

proceso, alarmas, datos históricos, tendencias, diagramas básicos de arreglo de

tuberías, equipos y condición de válvulas asociadas a los sistemas de control y

protección (ESD).

38

2.3 Definición de términos básicos

Compresibilidad: (de un gas), es la característica que indica que al aplicarles

presión pueden ser comprimidos y por lo tanto, pueden ser almacenados en

recipientes de determinados volúmenes (Bavierii, 1999).

Compresor: es un dispositivo que transfiere energía a un flujo gaseoso con el

propósito de incrementar la presión como en el caso en que el compresor es el

transportador primario del fluido en un proceso (Gresh, 2003).

Control centralizado: es aquél donde un proceso puede ser gestionado o

manejado directamente mediante un solo elemento de control encargado de realizar

todas las tareas del proceso, incluyendo la supervisión (Rosado, 2003).

Control distribuido: es aquel que se realiza distribuyendo el riesgo de control

único por ordenador en varios controladores o tarjetas de control de tipo universal

con algoritmos de control seleccionables por software (Creus, 2002).

Electro-compresor: los motocompresores o electrocompresores son máquinas

rotativas destinadas a la función de compresión de gas y cuyo elemento motriz son

motores eléctricos (Prieto, 2007).

Gas natural: es una mezcla de hidrocarburos gaseosos y líquidos, compuesta de

multitud de moléculas que se mueven de manera aleatoria y caótica, colisionando

continuamente entre sí y con todo lo que le rodea (Bavierii, 1999).

Intercambiadores de calor: son equipos que remueven o adicionan calor a un

fluido (Soares, 2002).

Oleaje (surge): es la altura (aumento de presión) pico. Por debajo de este punto

de “surge” la presión disminuye al disminuir el flujo (Gresh, 2003).

Pared de choque: es una condición en la cual el incremento de capacidad (flujo)

resulta en una disminución excesiva de altura”, siendo la altura el aumento de

presión a la salida del compresor (Gresh, 2003).

Plantas compresoras: son instalaciones ubicadas estratégicamente a lo largo de

una red de distribución, cuya función es la de suministrar al gas la energía necesaria

para recorrer grandes tramos de tubería, paliando las pérdidas debidas a la

disipación viscosa (Bavierii, 1999).

Nivel de control: conformado por los elementos capaces de manejar y gestionar

actuadores y sensores del nivel de instrumentación, éstos son, controladores

39

programables, controladores basados en micro-procesadores, robots, entre otros

(Creus, 2002).

Nivel de sensado: o nivel de instrumentación de campo. Este nivel incluye a los

instrumentos primarios de medición en campo (sensores), así como a los elementos

finales de control o mando (actuadotes) distribuidos a lo largo de una línea de

producción o proceso (Creus, 2002).

Nivel de supervisión: también llamado nivel de planta. En este nivel se

encuentran los equipos a través de los cuales es posible monitorear todos los

elementos que posean capacidad de comunicarse a través de cables y protocolos de

comunicación determinados (Creus, 2002).

Separador: es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la

mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas (Martínez,

2002).

Sistema de control: es el que controla y gobierna un sistema operativo o parte de

un sistema (Soares, 2002).

2.4 Sistema de variables

Según Ramírez (2007), una variable representa la dimensión de un objeto o

una característica de éste que puede variar de diferentes formas y que resume lo

que se quiere conocer en la investigación.

Para esta investigación, la variable de estudio es el sistema de control,

protección y supervisión. Este será especificado y desarrollado de acuerdo a las

necesidades de una planta compresora de gas natural con compresor centrífugo.

2.4.1 Conceptualización de la variable

Según Soares (2002) un sistema de control es aquel que gobierna y controla

un sistema operativo o parte de un sistema. Por otra parte, según la Norma

ANSI/ISA-84.00.21 (2004), parte 1, un sistema de control es aquel que responde a

señales de entrada desde el proceso o de un operador y genera señales de salida

para operar en una forma deseada.

En el caso del sistema instrumentado de seguridad (SIS) o sistema de parada

de emergencia (ESD) o sistema de protección, la ANSI/ISA-84.00.21 (2004), parte

1, lo define como un sistema instrumentado usado para implementar una o más

40

funciones instrumentadas de seguridad. Por otro lado, la ISA (1992) define los

sistemas de supervisión como el vehículo a través del cual el usuario opera, controla

y maneja el proceso de control completo.

2.4.2 Operacionalización de la variable

Desde el punto de vista de este estudio, las variables a analizar son el sistema

que gobernará el proceso de compresión de una planta compresora de gas, el

sistema que albergará las funciones instrumentadas de seguridad en la operación de

este compresor y por último, el sistema que proveerá los medios para que el

usuario opere, controle y maneje todo el proceso.

2.4.3 Dimensiones e indicadores de la variable

En la siguiente tabla se muestran las dimensiones e indicadores de la variable

objeto de este estudio, como lo es el sistema de control, protección y supervisión

para plantas compresoras de gas natural, desarrolladas de acuerdo a los objetivos

planteados para este proyecto.

Objetivo Variable Dimensión Indicadores

Caracterizar el proceso de compresión de gas por medio de plantas compresoras con electro-compresores.

Sistema de control, protección y supervisión.

Proceso de compresión de gas natural.

• Operación planta compresora • Diagrama de bloques funcional • Características típicas plantas

compresoras.

Desarrollar filosofías de control, protección y supervisión para plantas compresoras de gas.

Filosofía de control, protección y supervisión.

• Funciones dentro del proceso • Equipos de procesos • Equipos de control • Lazos de control y protecciones

Definir la arquitectura de control industrial para plantas compresoras de gas natural.

Arquitectura de control industrial para plantas compresoras.

• Nivel de gestión • Nivel de supervisión • Nivel de control • Nivel de sensado • Integración arquitectura de control • Comunicación entre elementos

Especificar el sistema de control, protección y supervisión para plantas compresoras de gas basadas en electro-compresores.

Especificaciones técnicas para el sistema de control, protección y supervisión.

• Funciones dentro del proceso • Integración en arquitectura de control • Comunicación con otros elementos • Características generales de

hardware • Características generales de software • Niveles de seguridad sistema

operativo

Tabla 3. Dimensiones e indicadores de la variable (Vilas, 2008)

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3. MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de investigación

Según Sabino (2002) la investigación descriptiva “radica en describir algunas

características fundamentales de conjuntos homogéneos de fenómenos” (p. 43). De

acuerdo a lo anterior, este estudio se considera descriptivo ya que se limitó a

caracterizar y estructurar, de forma sistemática y detallada, el sistema de control,

protección y supervisión para plantas compresoras de gas que utilicen compresores

accionados por motor eléctrico.

3.2 Diseño de la investigación

“El diseño de la investigación es la estrategia que adopta el investigador para

responder al problema planteado.” (Arias, 1999, p. 47). Según la estrategia, y

atendiendo a la clasificación que hace Arias al respecto, esta investigación se

consideró de campo ya que se observaron y recolectaron datos sobre sistemas de

control para manejo de plantas compresoras utilizados en la actualidad, aunque, sin

manipularlos o controlarlos de forma alguna.

Sin embargo, según Sabino (2002) “son muchos los datos que no pueden

obtenerse por esta vía, ya sea por restricciones espaciales o temporales, por

carencia de recursos o por diversas otras razones” (p. 67). Esta investigación

también incorporó un importante componente bibliográfico, a través de la revisión

de documentación existente sobre sistemas de control en plantas compresoras de

gas, tales como documentos de proyectos de ingeniería ejecutados o por ejecutarse

hasta la fecha.

3.3 Técnicas e instrumentos de recolección de datos

A fin de recolectar la información necesaria para desarrollar un sistema de

control, protección y supervisión en plantas compresoras de gas que utilicen

compresores eléctricos, se utilizaron las siguientes técnicas, las cuales se explican

43

con mayor detalle en el procedimiento metodológico por objetivos o fases. Entre las

técnicas están:

• Observación directa de todas las etapas del proceso de compresión de gas

desde su entrada a la planta, pasando por las diferentes etapas de compresión

hasta descargar a la red de distribución o múltiples de producción correspondientes,

a fin de determinar las características del proceso que conlleven a la determinación

de las necesidades de control, protección y supervisión de la planta.

• Observación directa de los equipos e instrumentación actualmente utilizada

para ejecutar las labores de medición, control y protección de la planta compresora,

con el fin de identificar las técnicas y estrategias utilizadas en la actualidad para

manejar dichas instalaciones.

• Entrevistas focalizadas al personal de operaciones y mantenimiento de

plantas compresoras, con la finalidad de determinar las condiciones normales de

operación y control de las plantas compresoras de gas.

• Entrevistas focalizadas al personal involucrado con el diseño de plantas

compresoras, tales como ingenieros de procesos, instrumentación y control,

electricidad, mecánica y civil, para profundizar en los detalles de ingeniería y

construcción de plantas compresoras y sus sistemas de control, protección y

supervisión.

Por otro lado, los instrumentos o medios materiales para recolectar la

información fueron los siguientes:

• Cuestionarios, con preguntas orientadas a obtener información acerca de las

variables del proceso por analizar.

3.4 Procedimiento Metodológico

A continuación se indican los pasos seguidos para cubrir los objetivos

planteados para esta investigación.

OBJETIVO Nº 1. Caracterizar el proceso de compresión de gas por medio de

plantas compresoras con electrocompresores.

FASES METODOLOGÍA

Fase I. Definir las etapas básicas del • Revisión de literatura sobre el proceso

44

proceso de compresión de gas. de compresión de gas.

• Estudio de diagramas de tuberías e

instrumentación (DTI) asociados a plantas

compresoras existentes.

• Revisión de normas y prácticas

recomendadas para plantas compresoras

de gas.

• Observación directa del proceso

compresión de gas natural.

Fase II. Identificar los equipos y

elementos presentes en el proceso de

compresión de gas.

• Observación directa del proceso de

compresión de gas natural.

• Revisión diagramas de bloques y

flujogramas del proceso.

• Revisión de diagramas de tuberías e

instrumentación (DTI) asociados a plantas

compresoras existentes.

• Estudio de literatura y documentación

asociada a equipos y elementos presentes

en plantas compresoras de gas.

• Desarrollo de entrevistas focalizadas

con ingenieros de procesos e

instrumentación de plantas compresoras

de gas.

Fase III. Caracterizar o describir los

equipos y elementos asociados al

proceso de compresión de gas con

electro-compresores.

• Revisión de literatura sobre separadores

de producción, compresores eléctricos,

válvulas, intercambiadores de calor, entre

otros.

• Revisión de manuales de fabricantes y

proveedores de equipos y elementos de

plantas compresoras de gas.

• Análisis de diagramas de tuberías e

instrumentación típicos para el proceso

45

principal en plantas compresoras de gas

con electro-compresores.

OBJETIVO Nº 2. Desarrollar filosofías de control, protección y supervisión para

plantas compresoras de gas.

FASES METODOLOGÍA

Fase I. Conocer las necesidades de

control para el proceso principal de una

planta compresora de gas con

electrocompresores.

• Entrevistas focalizadas con ingenieros

de procesos e instrumentación y control,

sobre el diseño de plantas compresoras.

• Revisión de literatura sobre plantas

compresoras existentes o en desarrollo.

• Consulta de información técnica y

prácticas recomendadas con proveedores

y fabricantes de electro-compresores,

sistemas de control, entre otros.

Fase II. Conocer las necesidades de

protección para el proceso principal de

una planta compresora de gas con

electrocompresores.









sistemas de protección, entre otros.

Fase III. Conocer las necesidades de

supervisión para el proceso principal de

una planta compresora de gas con

electrocompresores.








46


sistemas de visualización y monitoreo,

entre otros.

Fase IV. Desarrollo de filosofías de

control, protección y supervisión típicas

para plantas compresoras de gas con

electrocompresores.

• Revisión de las necesidades de control,

protección supervisión de plantas electro-

compresoras.

• Cuestionarios a personal de operaciones

y mantenimiento de plantas existentes.

OBJETIVO Nº 3. Definir la arquitectura de control industrial integrada para plantas

compresoras de gas.

FASES METODOLOGÍA

Fase I. Definir los niveles de

automatización para la planta

compresora de gas.

• Revisión de bibliografía sobre

automatización y arquitecturas de control,

protección y visualización.


con ingenieros de instrumentación y

control sobre arquitecturas de control.

• Observación directa de arquitecturas de

control para plantas compresoras.


recomendadas sobre niveles de

automatización en plantas compresoras.

Fase II. Caracterizar los equipos de

control, protección y supervisión dentro

de la arquitectura de control.


recomendadas sobre equipos de control,

protección y supervisión en plantas

compresoras.

• Consulta a fabricantes y proveedores de

equipos de control, protección y

supervisión sobre los requerimientos de

manejo en plantas compresoras.

47


con ingenieros de instrumentación y

control sobre arquitecturas de control.

OBJETIVO Nº 4. Especificar un sistema de control, protección y supervisión para

plantas compresoras de gas basadas en electrocompresores.

FASES METODOLOGÍA

Fase I. Describir el sistema de control

para plantas electro-compresoras.


recomendadas sobre equipos de control.


equipos de control.

• Aplicación de cuestionarios a

operadores y mantenedores de plantas

existentes.

• Revisión de literatura asociada.

Fase II. Describir el sistema de

protección para plantas electro-

compresoras.


recomendadas sobre equipos de

protección.


equipos de protección.

• Aplicación de cuestionarios a

operadores y mantenedores de plantas

existentes.


Fase III. Describir el sistema de

supervisión para plantas electro-

compresoras.



supervisión.


equipos de supervisión.


48

Fase IV. Especificación del sistema de

control, protección y supervisión para

plantas electro-compresoras.



supervisión.

• Análisis de necesidades generales de

control, protección y supervisión en

plantas electro-compresoras.

CAPÍTULO IV

RESULTADOS

4. RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN

4.1 Caracterización del proceso de compresión de gas por medio de

plantas compresoras con electrocompresores

A continuación se describe el proceso de compresión típico para plantas

compresoras de gas que utilicen compresores centrífugos de tres etapas, los cuales

sean accionados por motores eléctricos.

El gas proveniente del cabezal de baja presión, que podría estar siendo

suministrado por un oleoducto proveniente de una estación de flujo, ingresará al

separador de entrada de la planta con un flujo conocido especificado en millones de

pies cúbicos estándar por día (MMSCFD, por sus siglas en ingles), a una

temperatura y presión determinadas, que podrían estar típicamente alrededor de los

90,0 ºF y 50,0 psig.

Comúnmente se encuentran plantas compresoras que poseen más de un

módulo de compresión, donde n-1 módulos se encuentran en operación constante y

el módulo restante funciona como respaldo y sólo entra en operación cuando otra

unidad es parada por mantenimiento o falla. Entonces, bajo estas condiciones, el

gas proveniente del cabezal de baja presión, será dirigido hacia los módulos de

compresión que estén en servicio.

El gas saturado proveniente desde los múltiples de alimentación de baja

presión entrará al módulo de entrada a condiciones normales de operación de

alrededor de 90 ºF de temperatura y 50 psig de presión. En este se separará el

agua libre, crudo o condensado que pudiese arrastrar el gas desde el múltiple de

alimentación y se enviará el gas hacia el separador de la primera etapa de cada

unidad.

En cada módulo de compresión que esté operando, la corriente de tope (flujo

de gas de entrada) será recibida en el separador de la primera etapa, donde se

realizará la separación del gas del crudo contenido en él. El gas de salida de este

separador, se dirigirá al compresor de baja presión (primera etapa) donde será

comprimido desde la presión de entrada (alrededor de 50,0 psig / 90 ºF) hasta una

50

presión superior, que dependerá de la relación de compresión que posea el equipo,

pudiendo estar comúnmente entre 200-500 psig. Al mismo tiempo, al producirse el

aumento de presión se produce un aumento en la temperatura del gas, pudiendo

quedar esta alrededor de los 250-350 ºF.

Este gas caliente, será enviado hacia un intercambiador de calor enfriado por

aire, para bajar la temperatura del gas hasta una temperatura permisible para la

siguiente etapa de compresión, alrededor de 120,0 ºF.

Una fracción de la corriente de salida de este enfriador, será empleada como

recirculación del sistema anti-oleaje, enviándose nuevamente hacia la entrada del

separador de la primera etapa. La fracción restante de la corriente de salida del

enfriador irá al separador de la segunda etapa de compresión.

El gas de tope del separador de la segunda etapa entrará a la succión del

compresor de media presión, donde será comprimido desde a una presión media,

típicamente entre 600-900 psig / 250-450 ºF, y luego será enviado al

intercambiador enfriado por aire de la segunda etapa, para hacer descender la

temperatura del gas caliente a un nivel permisible para la segunda etapa,

nuevamente alrededor de 120 ºF.



separador de la segunda etapa. La fracción restante de la corriente de salida del

enfriador irá al separador de la tercera etapa de compresión.

La corriente de tope del separador de la tercera etapa irá a la succión del

compresor de alta presión, donde será comprimida hasta la presión final requerida

de salida, que dependerá de las condiciones para la cual fue diseñada la planta

compresora, pero podrían estar alrededor de 1800-2500 psig a temperaturas

alrededor de los 300-400 ºF.

Este gas caliente será enviado al intercambiador de calor enfriado por aire de

la tercera etapa, para bajar la temperatura del gas hasta 120,0 ºF,

aproximadamente.



separador de la tercera etapa de compresión. La fracción restante de la corriente de

salida del enfriador irá al separador de descarga de la planta.

51

La corriente de tope del depurador de descarga, puede unirse luego a un

cabezal de descarga común, con la corriente de descarga del resto de los módulos

de compresión que estén en servicio, constituyendo la corriente de gas de salida de

la planta, que puede enviarse a un gasoducto para su transporte o ser enviada

hacia el cabezal de inyección de gas a pozos (gas lift).

En todo el proceso, los condensados generados en cada etapa de compresión

serán recuperados en forma de cascada, desde la etapa de mayor presión a la de

menor presión, enviándolos desde el depurador de descarga a la salida de la planta

hacia el depurador de la tercera etapa, luego al de la segunda etapa y luego al de la

primera etapa. Es decir, las líneas de descarga de condensado bajo control de nivel

en cada depurador, estarán conectadas en serie desde el separador de descarga

(alta presión) hasta el separador de la primera etapa. De allí todos los condensados

serán descargados a un recipiente recolector de condensados, desde donde serán

enviados mediante bombas de transferencia hacia un cabezal de producción,

posiblemente de una estación de flujo.

La presión de entrada del gas a cada módulo de compresión en

funcionamiento, normalmente es regulada a la presión requerida (típicamente en

50,0 psig), mediante una válvula controladora de presión ubicada en la descarga del

separador de entrada de la planta, que recibirá la señal desde el controlador de

presión existente en la línea de alimentación al separador de la primera etapa.

Cada etapa de compresión estará provista con un sistema de recirculación

para protección “antioleaje”, el cual incluye una válvula de control de flujo con sus

respectivas tuberías de interconexión y elementos de medición de flujo, presión y

temperatura. El flujo de recirculación ó anti-oleaje, en cada etapa del compresor,

será regulado por una válvula controladora de flujo que recibirá la señal desde el

controlador de ubicado en la succión de cada etapa.

La corriente de recirculación será tomada a la salida de los enfriadores y

entrará al separador de succión perteneciente a cada una de las etapas de

compresión.

Este sistema tiene como función prevenir la operación del compresor de gas

en condiciones inestables y monitorea el flujo, temperatura y presión de succión del

compresor, así como la temperatura y presión de descarga, modulando la apertura

de la válvula de recirculación en caso de requerirse, a fin de mantener el punto de

operación del compresor a la derecha de la línea de "surge" o de oleaje u ondeo.

52

La variable de control de proceso en los separadores y depuradores será el

nivel de líquido, regulado por válvulas de control de nivel o por bombas de desalojo,

a través de interruptores y/o transmisores de nivel.

El proceso principal de compresión de gas se lleva a cabo fundamentalmente

en el variador de frecuencia, el motor eléctrico, la caja de engranajes y el

compresor centrífugo de gas.

El conjunto variador-motor-compresor deberá estar protegido con un

interruptor principal de accionamiento eléctrico con características apropiadas de

tiempo y capacidad de interrupción y disparo por baja tensión, para asegurar la

protección eléctrica de dicho conjunto de equipos.

Además, deberá instalarse un transformador para la alimentación del variador

de frecuencia que podrá ser de dos o más devanados. La tensión en el lado de alta

deberá ser la de la línea eléctrica que alimente a la planta compresora. La tensión

del lado de baja, dependerá de las características específicas del variador de

velocidad a instalar.

Este transformador deberá estar diseñado para alimentar a un variador de

velocidad, tomando en cuenta las variaciones de tensión en la carga, los picos de

tensión entre fases y entre fase y tierra, así como las corrientes con componentes

de corriente continua.

El variador de velocidad será el encargado de controlar la velocidad del motor

que a su vez accionará el eje del compresor centrífugo. La presión de descarga del

compresor es función de la velocidad del mismo, por lo que al ajustar su velocidad,

se ajustará la presión de descarga.

La caja de engranajes, por su parte, deberá ajustarse a las velocidades de

giro tanto del motor como del compresor, con acoplamientos de baja y alta

velocidad.

El diagrama de bloques para el proceso principal de una planta compresora

de gas se muestra a continuación. Es importante destacar, que este diagrama no

incluye la interacción del proceso principal de compresión de gas con los sistemas

auxiliares de la planta, tales como inyección de químicos, sistema contra incendio,

deshidratación y reposición de glicol, sistema de detección y extinción, sistema de

aire de instrumentos, entre otros.

Recirculación

Recirculación

Recirculación

Compresión Baja

1era Etapa

Enfriamiento Gas

1era Etapa

Gas con crudo

Gas seco

Crudo

Separación Gas / Crudo 2nda Etapa

Compresión Media

2nda Etapa

Enfriamiento Gas

2nda Etapa

Compresión Alta

3era Etapa

Enfriamiento Gas

3era Etapa

Separación Gas / Crudo 3era Etapa

Gas hacia Gasoducto /

Gas-lift

Separación Gas / Crudo

Salida

Figura 3. Diagrama de bloques proceso de compresión tres etapas (Vilas, 2008)

Separación Gas / Crudo 1era Etapa

Entrada de Gas a Planta

Compresora

Separación Gas / Crudo

Entrada

Recolección de Condensados

Planta

Condensados a Oleoductos / Estac. Flujo

54

4.1.1 Características de equipos principales de plantas compresoras de gas

Los principales equipos presentes en las plantas compresoras de gas que

realicen el proceso en tres etapas y a través de compresores centrífugos accionados

por motor eléctrico o electro-compresor son los siguientes:

4.1.1.1 Compresor centrífugo accionado por motor eléctrico

Tal como se definió anteriormente, el compresor centrífugo es un elemento

que transfiere energía a un flujo gaseoso con el propósito de incrementar la presión,

actuando en un gas por medio de álabes de un impulsor rotativo. El movimiento

rotatorio del gas resulta en una velocidad hacia afuera debido a las fuerzas

centrífugas.

En las plantas compresoras de gas, este es el equipo más importante de todo

el proceso y por supuesto, uno de los más costosos.

En la actualidad, países como Venezuela, han iniciado proyectos de

sustitución de turbinas por motores eléctricos como impulsores de los compresores

de gas. Esto se debe a la necesidad de dar un mayor aprovechamiento del gas

natural (liberando el gas utilizado como combustible en las turbinas a gas) y

aumentar su disponibilidad para otros fines. Asimismo, en países como el

mencionado, puede optarse por el motor eléctrico para impulsar un compresor

debido a que existe una apropiada infraestructura eléctrica para surtir la necesidad

de energía a nivel nacional.

4.1.1.2 Separadores

Como se definió en capítulos anteriores, un separador se utiliza para

disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas.

Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes

indeseables como la arena y el agua.

Antes de empezar el diseño es preciso estar muy claro en cuanto al uso que

se le dará al recipiente, ya que de ello dependerá la calidad de la respuesta. No es

lo mismo un petróleo pesado, con arena, a altas velocidades que un fluido limpio

volátil a la entrada de una planta de fraccionamiento. En efecto, el uso del

recipiente determina en grado sumo las características del diseño y los

componentes que interiormente lleva la unidad.

55

Los separadores verticales se prefieren en aquellos casos donde la relación

gas petróleo es alta, es decir, donde la cantidad de gas por manejar es grande con

respecto al caudal de líquidos que se depositan. Cuando predomina la porción de

líquido que se va a separar, se debe preferir el horizontal. Por lo tanto, en una

planta compresora se seleccionan, normalmente, separadores horizontales de

entrada (donde habrá gran cantidad de crudo) y separadores verticales para las

etapas de compresión y la salida de la planta.

Para cada uno de ellos será necesario conocer los siguientes parámetros:

• Características y cantidad de gas que se producirá por el tope de la

unidad.

• Características y cantidad de líquido que manejará el separador.

• Diámetro del recipiente, con capacidad para manejar el fluido en sus

peores condiciones (fluido más liviano, a la presión más baja y a la más alta

temperatura).

• Tiempo de retención para garantizar la separación.

• Altura del recipiente.

• Altura de la zona líquida.

• Espacio entre el nivel de líquido y la boquilla de entrada.

• Diámetro de la boquilla de entrada de los fluidos.

• Altura entre el tope de la boquilla y el extractor de niebla.

• Espacio libre requerido para instalar el extractor de niebla.

• Zona inmediata superior hasta la costura del separador.

Para una planta compresora de gas, debe considerarse la instalación de al

menos, cinco separadores: un separador de entrada, un separador en cada etapa de

compresión (tres en total, si son tres etapas) y un separador de descarga a la salida

de la planta.

En cada uno de ellos se realizará la separación del gas que es necesario

comprimir, del crudo con el cual entra asociado a la misma. El gas depurado o

separado se envía a las etapas de compresión y el condensado recolectado en cada

uno de ellos es enviado a estaciones de flujo, tanques, oleoductos o múltiples de

producción.

56

4.1.1.3 Intercambiadores de calor

Estos dispositivos serán los encargados de remover el calor del flujo de gas

luego de que éste sea comprimido en cada etapa de compresión.

4.1.1.4 Variador de velocidad

Este será el encargado de controlar la velocidad del tren motriz de la unidad

de compresión durante la etapa de arranque y régimen permanente, vigilando

constantemente las velocidades del motor.

Este variador deberá estar basado en la última tecnología existente y probada

en el mercado, contando con una etapa de rectificación, circuito intermedio y etapa

de inversión. Todos sus componentes serán de estado sólido, como diodos y

tiristores para la rectificación y transistores IGBT para la inversión.

Deberán cubrir todo el rango de velocidad para el motor del electro-

compresor y contar con un controlador interno que permita realizar funciones

básicas de control, control de presión, velocidad, caudal, nivel, entre otras.

El variador deberá contar con funciones de protección tales como protección

contra sobrecarga, sobretensión, baja tensión, sobre-temperatura, cortocircuito,

falla de fase, rotor bloqueado, entre otras.

4.1.1.5 Motor eléctrico

Con frecuencia el motor a utilizar para accionar al compresor será trifásico

sincrónico con excitación sin escobillas, con arrollado simple o doble en el estator, o

asíncronos trifásicos con rotor tipo jaula de ardilla.

Deberá posee eje horizontal para ser acoplado al compresor y ser totalmente

cerrado con carcasa de hierro fundido y ventilación externa.

El motor deberá poseer capacidad para ser manejado por variador de

velocidad o frecuencia. Deberá estar diseñado para operar en área de alto riesgo y

condiciones severas.

Un diagrama de procesos para la planta compresora típica se muestra a

continuación.

BDV

Separador de Entrada

Recolector de Condensados

Compresor 1era Etapa Compresor 2nda Etapa Compresor 3era Etapa

PSV

PSV

Cabezal de Alivio y Venteo

Cabezal de Alivio y Venteo

Condensados Hacia Estación Flujo

Gas de Entrada Planta

LCV

LCV LCV LCV

LCV

PCV

SDV

PCV

PSV BDV PSV

Recirculación 1ra EtapaRecirculación 2da Etapa

SDV

SDV

I-2 I-3I-4

F

Medidor de Flujo

PSV

SDV

Bomba de transferencia de crudo

PSV

F

Medidor de Flujo

F

Medidor de Flujo

Recirculación 3ra Etapa

BDV

Separador 1era Etapa

Enfriador 1era Etapa

Separador 2nda Etapa

Separador 3era Etapa

Enfriador 2nda Etapa

Enfriador 3era Etapa

Separador de Descarga

Gas a Múltiple/ Gas-lift Gasoducto

SDV ECUAL.

SDV ECUAL.

BDV

Figura 4. Diagrama de flujo proceso en plantas compresoras de tres etapas (Vilas, 2008)

58

4.2 Filosofías de control, protección y supervisión para plantas

compresoras de gas

4.2.1 Estrategias de control y protección para plantas compresoras de gas

Las estrategias de control y protección para el proceso principal de una planta

compresora de gas, con varios compresores de tres etapas son las siguientes:

• Control de carga o capacidad: esta estrategia de control de carga tiene

como función lograr el manejo de la carga de gas asignada al módulo por capacidad

de la planta, para lo cual el controlador regula la velocidad de la caja tomando en

cuenta la distancia del punto de operación del compresor con respecto a la línea

"surge" y la velocidad de la unidad.

• Control de secuencia: esta estrategia controla automáticamente la

secuencia de arranque y parada de la unidad de compresión, interactuando con los

instrumentos de campo, equipos y sistemas de protección y supervisión.

• Control regulatorio: esta estrategia contempla la determinación de las

condiciones de operación de la unidad, monitoreando las señales de velocidad de

caja, temperatura y presión de descarga del compresor. Cuando se requiera

modificar las condiciones de operación de la caja debido a cambios en las

condiciones de operación o de carga, el sistema de control modulará la velocidad en

la misma.

• Reparto de carga: para plantas con más de un módulo de compresión,

esta estrategia permite la repartición del flujo a ser procesado en cada una de ellas,

de manera tal que se maximice el rendimiento de cada compresor y de la planta

completa.

• Control antioleaje: esta estrategia deberá prevenir la ocurrencia del

fenómeno de oleaje en el compresor, garantizando la entrada del flujo mínimo

necesario a la succión del mismo. Además, esta estrategia deberá garantizar que se

detenga el módulo de compresión en caso de que el compresor entre en oleaje. Esta

estrategia deberá monitorear el flujo, temperatura y presión de succión del



operación del compresor a la derecha de la línea de "surge".

59

En compresores centrífugos, existe para cada velocidad un cierto flujo por

debajo del cual la operación del compresor se hace inestable. Este punto de

inestabilidad en la operación es llamado punto de oleaje o “surge”.

A medida que la capacidad del compresor sea reducida, el canal del flujo del

impulsor (espacio entre los alabes o venas), no es llenado completamente, por lo

tanto podrán ocurrir algunas recirculaciones en este canal del flujo y a medida que

las reducciones del flujo aumentan el efecto de esta recirculación será mayor,

colapsando el patrón de flujo en el canal, dejando como consecuencia el fenómeno

del oleaje, lo cual podría causar vibraciones severas en el compresor.

El porcentaje de capacidad en el cual el compresor entra en oleaje es

dependiente de su velocidad, número “Mach” y peso molecular del gas. En el

instante en que el compresor entra en oleaje, el impulsor no es capaz de mantener

la presión de descarga, en este momento la presión aguas abajo del compresor es

mayor que la que éste desarrolla, por lo tanto el flujo se revierte localmente para

seguir el gradiente de presión.

El sistema de control anti-surge no es un control de presión o flujo, sino un

sistema de seguridad que debe actuar independiente de cualquier otra estrategia de

control.

Los controladores configurados en el PLC de control operarán de la misma

manera y cada uno será configurado para un control asimétrico el cual cumplirá las

funciones siguientes:

• Detectar una inminente condición de oleaje, a través del flujo,

temperatura y presión de succión del compresor, así como la temperatura y presión

de descarga.

• Proveer una máxima velocidad de apertura de la válvula de recirculación.

• Proveer un cierre lento de la válvula de recirculación.

• Permitir el ajuste de regulación más estrecho del controlador anti-oleaje.

Las estrategias de control antioleaje a ser configuradas en el PLC de control

de secuencia y regulatorio deberán permitir la ejecución automática de las

secuencias de purga de los compresores, disparo a mínima velocidad, parada por

falla en las estrategias antioleaje y parada total al detectarse tres eventos de oleaje

en una etapa de compresión. La parada total se realizará a través del PLC de

Protección (ESD).

60

Asimismo, en el PLC del sistema de parada de emergencia, deberán ser

incluidas como mínimo las siguientes protecciones:

• Comando de paro crítico por las salidas de “Falla del Controlador” tanto

del sistema de supervisión de la unidad como del sistema de protección por

vibración. Estas salidas deberán ser cableadas o “hardwired” a través de contactos

secos provenientes directamente de los controladores.

• Las señales de estado de las bombas auxiliares y de emergencia serán

cableadas a través de contactos auxiliares del contactor y no desde el relé de envío

del comando.

• La activación de las bobinas de las válvulas solenoides acopladas a las

válvulas de bloqueo y despresurización deberá ser directa a través de las salidas

propias del PLC del ESD.

El PLC del ESD deberá ser integrado al PLC de Control por medio de un canal

de comunicación. Se entiende que este enlace deberá ser de sólo lectura desde el

ESD al Sistema de Control y que el mismo es del tipo no interfiriente, es decir,

cualquier falla en este canal no afectará de ninguna manera el funcionamiento

esperado del Sistema de Parada de Emergencia (ESD).

Este enlace o conexión permitirá al Operador disponer de la siguiente

información:

• Alarmas que han provocado la parada.

• Alarmas resultado de los chequeos realizados a las entradas y salidas.

• Partiendo de estas alarmas el personal de mantenimiento de la Planta, a

través de la interfaz hombre máquina instalada para tal fin, podrá revisar el sistema

y resolver la falla que se haya presentado directamente en el controlador.

La planta compresora deberá contar con los siguientes modos de parada

segura:

• Parada normal de la planta: éste podrá producirse por requerimientos

normales de operación (en forma manual) o por una emergencia (en forma

automática). A continuación se presenta una breve descripción de la secuencia de

operaciones que ocurren en la parada normal.

La parada normal se realiza mediante una secuencia de desaceleración de la

velocidad en la caja de engranaje, para evitar esfuerzos innecesarios en el equipo

61

rotativo caliente y conseguir un enfriamiento previo al paro. La secuencia lleva la

velocidad de la caja de engranaje a un valor y lo mantiene allí por el tiempo

necesario, hasta consumir el volumen de gas que se queda en la segunda y primera

etapas, por disminución de la velocidad. Al mismo tiempo, se abrirán todos los

venteos. La secuencia normal de parada será iniciada presionando el botón “PARO

NORMAL” desde el cuarto de control o cuando el selector está en modo REMOTO,

por la iniciación del comando de “PARO NORMAL” en el panel remoto del cuarto de

control.

Indiferentemente del método usado, la secuencia de paro normal procederá

con la desaceleración de la velocidad en la caja de engranaje, luego con la apertura

de válvulas de reciclo bajo control del sistema antioleaje, luego con el cierre

simultáneo de las válvulas de gas de admisión y descarga, y apertura de todas las

válvulas de venteo y por último con el inicio del período de post lubricación del

compresor.

• Parada de emergencia: este tipo de parada se ejecutará cuando ocurre un

evento o situación no deseada, con riesgos potenciales de daño al personal y las

instalaciones. Se prevén dos tipos de parada, la primera es la parada total del

módulo de compresión, la cual ocurre como respuesta a eventos de alto riesgo para

la integridad física del personal y/o equipos asociados al mismo, y un disparo del

electro-compresor a mínima velocidad, el cual ocurre ante eventos de riesgo

moderado.

• Parada total de planta (PTI): se traduce en un bloqueo y despresurización

simultánea del módulo de compresión.

• Disparo a mínima velocidad (TTI): cuando se produce esta señal la caja de

engranaje será llevada a su mínima velocidad de sostenimiento a través del PLC de

control y si el evento de riesgo no es corregido en un lapso de 15 minutos, entonces

se producirá una parada total del módulo de compresión (PTI) en forma automática.

La secuencia de “Paro de Emergencia” (Paro total de planta - módulo de compresión

– PTI) difiere de la parada normal en que no hay un periodo de enfriamiento del

electro-compresor.

La secuencia del paro de emergencia podrá ser automáticamente por

actuación de cualquiera de las funciones identificadas como una causa de parada; o

62

manualmente, presionando los botones de “parada de emergencia” ubicados en los

cuartos de control o en cualquiera de las áreas de la planta compresora.

Inmediatamente que se ha iniciado la secuencia de parada de emergencia

(ESD), ocurrirán las siguientes acciones: cierre de la válvula de admisión de gas y la

válvula de presurización del módulo, cierre de la válvula de descarga del módulo,

apertura total de las válvulas de recirculación de todas las etapas, apertura de las

válvulas de venteo de toda la planta.

4.2.2 Filosofía de control, protección y supervisión de plantas compresoras

La planta compresora típica a describirse en este estudio estará integrada por

tres módulos de compresión (trabajando siempre dos y manteniendo uno en

reserva) cada uno con unidades electro-compresoras. A su vez estos módulos

requerirán para su funcionamiento, los siguientes servicios auxiliares:

• Sistema de aceite lubricante y sello.

• Paquete de aire de instrumentos y servicio.

• Servicio de agua potable y servicio.

• Sistema eléctrico.

• Sistemas para la recolección y disposición de efluentes líquidos generados.

• Sistemas para el alivio, despresurización y venteo.

El sistema de compresión de gas estará constituido por tres unidades electro-

compresoras, con capacidades nominales determinadas por las condiciones de

diseño en un valor de terminado de flujo MMSCFD, las cuales comprimirán el gas

desde una presión baja inicial hasta una presión alta de descarga. Cada unidad

contará con tres etapas de compresión, donde el compresor será accionado por un

motor eléctrico y su velocidad controlada por un variador de velocidad.

El desarrollo de la filosofía de control, supervisión y protección para la planta

compresora, se realizará considerando condiciones de relación de compresión

normales y se mostrará de forma secuencial siguiendo el proceso, descompuesta en

sistemas operacionales como se muestra a continuación:

4.2.2.1 Módulo de entrada

Constituido por los siguientes elementos y equipos principales:

• Separador de entrada.

63

• Recolector de condensados.

• Válvulas de entrada y ecualización de presión.

• Bombas de transferencia de condensado.

• Válvulas de bloqueo o shut-down.



4.2.2.2 Separador de entrada y recolector de condensados

La presión y temperatura del gas a la entrada del separador de entrada es

monitoreada a través de dos transmisores de presión y un transmisor de

temperatura. Uno de los transmisores de presión estará conectado al PLC de

Protección (ESD).

Los condensados producidos en el proceso de compresión son recuperados en

forma de cascada desde la tercera etapa de compresión hacia la segunda etapa de

compresión y desde la segunda etapa de compresión hasta la primera etapa de

compresión donde son recibidos en el separador de la primera etapa. Estos

condensados son desalojados a través de controles de nivel a una presión típica

entre 40 a 60 psig.

El condensado presente en el recolector de condensado es enviado mediante

bombas de transferencia hacia estaciones de flujo destinadas para recibirlo.

• Protecciones y lazos de control

Las estrategias de supervisión y control residirán en el PLC de control y las

rutinas de seguridad residirán en el PLC de Protección (ESD).

En el recolector de condensado se contará con un transmisor de nivel por

medio del cual se monitoreará de forma continúa el nivel de líquido, el cual será

desalojado del mismo a través de un sistema por lotes o “batches”, por medio de

bombas de transferencia de crudo.

Las bombas de transferencia de crudo pueden diseñarse para que exista una

bomba en operación permanente (principal) y otra como respaldo, en caso de que la

capacidad de una bomba para desalojar el flujo existente sea insuficiente.

Cuando el nivel dentro del recolector de condensado se incrementa y alcanza

el primer punto de disparo (alto nivel) configurado en el PLC con la señal del

64

transmisor (LT) se enviará una señal que arranca la bomba seleccionada como

principal.

La bomba principal trabajará en forma continua hasta llevar el nivel de líquido

al mínimo permisible, configurado en el PLC con la señal del transmisor de nivel

(LT), entonces, el PLC enviará una señal para detener la bomba y emitir la alarma

de nivel respectiva (LAL).

En el PLC estará configurado un segundo nivel de ajuste para disparo por alto

nivel, el cual permitirá el arranque de la bomba de respaldo y emitir la señal de

alarma por alto nivel (LAH) en caso de que la cantidad de condensado que se esté

produciendo sea tal, que el nivel de líquido continúe aumentando luego de encender

la bomba principal.

Si una vez arrancada una bomba, el nivel baja hasta el punto de ajuste del

interruptor de nivel (LSLL), el PLC enviará una señal de paro de una o dos bombas y

emitirá la señal de alarma por muy bajo nivel (LALL).

Un interruptor de muy alto nivel (LSHH) conectado al PLC de Protección

(ESD), se activará y enviará una señal al sistema de parada de emergencia en caso

de un incremento excesivo en el nivel del mismo.

Las bombas de transferencia de crudo estarán equipadas con transmisores de

presión (PT) para generar alarmas por muy alta presión de descarga (PAHH) y por

muy baja presión de succión (PALL), las cuales no producirán parada de las mismas,

sólo alarma. Las bombas indicadas podrán ser arrancadas/paradas de forma local y

manual desde el centro de control de motores respectivo. El arranque/paro

automático será a través del PLC, según se describió en los párrafos anteriores.

La presión del sistema de entrada de gas es controlada a la presión de

succión del compresor (50 psig en operación normal, típico) por las válvulas de

control de presión y ecualización (PCV, a partir de la presión en el cabezal de

succión medida a través de un transmisor de presión (PT) colocado en el cabezal.

Estas válvulas podrían operar en rango dividido, en cuyo caso sería diseñadas

para manejar cada una el 50% de la capacidad de la Planta, configuración a

efectuarse a través del PLC de control de la planta. También podría seleccionarse

una válvula de mayor capacidad que manejase el 100% del volumen de gas

requerido.

Es importante resaltar, que estas válvulas deberán ser especificadas y

calculadas de manera que no se conviertan en una restricción de la presión de

65

succión, ya que esto conllevaría a la operación del tren a valores de presión muy

bajos, lo cual generaría problemas de inestabilidad. Según esto la caída de presión

máxima permitida en la válvula no podrá sobrepasar 2 psid cuando esté totalmente

abierta y con un flujo normal de operación.

El módulo de entrada estará provisto de válvulas de bloqueo o “shut-down”

(SDV) y venteo o “blow-down” (BDV) que responderán al sistema de parada de

emergencia, permitiendo su operación de forma segura.

Para la entrada del separador de entrad se dispondrá de una válvula de

bloqueo (SDV) en paralelo con otra válvula de ecualización (SDV) la cual sólo será

utilizada durante el arranque de la Planta. La función de esta última será igualar las

presiones entre la entrada y salida de la válvula principal antes de permitir su

apertura, siendo el diferencial de presión monitoreado por el transmisor de presión

diferencial (PDT).

La parada de emergencia de la planta producirá el cierre de las válvulas de

bloqueo (SDV) ubicada a la entrada de la corriente de alimentación al módulo de

entrada, la válvula de bloqueo (SDV) ubicada en la salida de gas de la planta y la

válvula de bloqueo (SDV) en la salida del recolector de condensado.

Asimismo, se producirá la apertura de la válvula de venteo (BDV) del

separador de entrada, para realizar la despresurización del módulo y la apertura de

la válvula de venteo (BDV) a la salida de la planta compresora.

Estas válvulas serán activadas a través del PLC de Protección (ESD) y estarán

equipadas con interruptores de posición abierta (ZSO) y posición cerrada (ZSC), con

indicación en el PLC de Protección (ESD). El estado de la válvula a la entrada de la

planta (SDV) como “fuera de posición” produce paro de la planta y el estado de

transición de los interruptores de posición (ZSO, ZSC) no produce paro sino alarma.

La condición en el módulo de entrada que produce parada de la planta es

muy alto nivel en el separador de entrada, medido por el interruptor de nivel

(LSHH) instalado en éste.

4.2.2.3 Sistema de compresión de gas

Conformado por la unidad de compresión, los separadores de las etapas, los

enfriadores, caja de engranajes y el variador de velocidad.

66

Unidad Electro-compresora

La unidad electro-compresora de los módulos existentes en la planta,

consistirá de un motor eléctrico para mover una caja de engranaje incrementadora

de velocidad y un compresor centrífugo, para tres etapas de compresión.

La unidad electro-compresora estará formada, generalmente, por los

siguientes componentes principales:

• Motor Eléctrico: la función del motor eléctrico, es suministrar la potencia

capaz de accionar el compresor a través de una caja que aumenta la velocidad.

• Compresores de gas de baja, media y alta presión: la función principal de

estos compresores, es la de suministrar la energía necesaria al gas, con el fin de

garantizar los requerimientos de presión de descarga a la salida de la planta, ya

sea, para levantamiento artificial de gas (“gas lift”) o para transmisión a otras

instalaciones.

• También forman parte del sistema de compresión, los sistemas de

lubricación y aceite de sellos, mas no serán cubiertos por este estudio.

El sistema de control residirá en el PLC de control de secuencia y regulatorio.

El sistema de control determinará la condición de operación de la unidad,

monitoreando las señales de velocidad de caja, temperatura y presión de descarga

del compresor. Cuando se requiera modificar las condiciones de operación de la caja

debido a cambios en las condiciones de operación o de carga, el sistema de control

modulará la velocidad en la misma.

Con relación a la protección del equipo, se monitorearán los parámetros de

protección críticos del sistema, tales como: temperatura, velocidad, vibración y

combustión. Los sistemas de protección por vibración serán activados cuando exista

una vibración de amplitud anormal que alcance un valor preestablecido.

El sistema de control estará diseñado para controlar la velocidad y la carga en

el compresor y operará en respuesta a la velocidad real del equipo y a la referencia

de velocidad requerida (establecida por el controlador de carga del módulo);

comparando ambas señales se incrementará o disminuirá la señal que comanda la

velocidad para ajustarla al punto de control establecido.

En operación normal la velocidad estará controlada a través del lazo de

velocidad, se verificara la presión, flujo y la temperatura. El sistema de medición de

67

velocidad estará formado tarjetas monitoras dedicadas que leerán la señal

correspondiente y proveerán la velocidad al sistema de control y contactos secos al

sistema de parada de emergencia, el cual actuará como respaldo del sistema de

control en caso de falla.

Cualquier desviación en los parámetros de operación normal de los sistemas

de lubricación, sellos, accionará la secuencia de parada del compresor.

Compresor de Gas

El sistema de compresión tiene como objetivo aumentar la presión del gas

desde bajas presiones (típicas de 50 psig) hasta la presión requerida a la salida de

la planta.

La presión de succión del compresor se controlará mediante dos válvulas de

control de presión (PCV) ubicadas en el módulo de entrada, y cuyo funcionamiento

fue descrito en la sección correspondiente.


El compresor poseerá alarmas por baja (PAL) y muy baja (PALL) presión

tanto para la succión y la descarga, a través de los transmisores de presión (PT)

correspondientes.

Las alarmas por muy baja presión (PALL) para la succión de las etapas del

compresor serán manejadas por el PLC de Protección (ESD) y causarán parada del

módulo de compresión.

Las alarmas de baja presión (PAL) serán configuradas con las señales de los

transmisores del sistema antioleaje.

Asimismo, el compresor contará con alarmas por alta presión (PAH) y muy

alta presión (PAHH) tanto para la succión y la descarga, a través de los

transmisores de presión correspondientes.

Las alarmas por muy alta presión (PAHH) para la descarga de las etapas del

compresor serán manejadas por el PLC de Protección (ESD) y causarán parada del

módulo de compresión.

Las alarmas de alta presión (PAH) serán configuradas con las señales de los

transmisores del sistema antioleaje.

El sistema contará con alarmas por alta y muy alta temperatura de succión,

indicadas por los transmisores de temperatura (TT) y los interruptores de

68

temperatura (TSHH). Las señales de alta temperatura de succión (TAH) serán

manejadas a través del PLC de control para generar alarma y las de muy alta

temperatura (TAHH) serán manejadas por el PLC de Protección (ESD), causando

parada del módulo de compresión.

El compresor contará también, con alarmas por bajo flujo a la succión de

cada etapa de compresión (FAL) y serán configuradas con las señales de los

transmisores de flujo (FT) del sistema antioleaje.

Por otra parte, tanto el compresor como el motor tendrán protecciones

(alarmas y disparos) por desviaciones de tipo mecánico tales como vibración,

desplazamiento manejadas por el sistema de monitoreo de vibraciones y alta

temperatura en cojinetes manejadas por el sistema de parada de emergencia

(ESD).

Separador de primera etapa

El objetivo de este separador de gas es separar el líquido que pudiera ser

arrastrado por el gas proveniente del separador de entrada, antes de ser enviado al

compresor de gas de primera etapa.

Este recipiente ubicado en el nivel inferior de la entrada del módulo de

compresión, constará de las siguientes facilidades:


Las estrategias de supervisión y control residirán en el PLC de control de

secuencia y regulatorio y las rutinas de protección y seguridad residirán en el PLC

de protección (ESD).

En el separador de la primera etapa de compresión, el transmisor de nivel

(LT) enviará la señal al PLC de control de secuencia y regulatorio, para que el lazo

de control (LIC) actúe sobre la válvula de control de nivel (LCV) para mantener el

nivel mínimo de líquido en el recipiente.

El interruptor por bajo nivel (LSL) a instalarse en el recipiente, activará la

alarma por bajo nivel de líquido (LAL) y producirá el cierre de la válvula de control

(LCV) a través del PLC de control, para no perder el sello de líquido y en

consecuencia permitir que el gas salga por la línea de condensados.

Cuando el nivel aumente hasta sobrepasar el límite permitido, un interruptor

por alto nivel de líquido (LSH) activará la alarma (LAH) en el PLC de control. Si el

69

nivel continuase aumentando, un interruptor por muy alto nivel (LSHH) accionará

una alarma (LAHH) en el panel de control de la unidad y generará una parada total

del módulo de compresión a través del PLC de protección (ESD).

Separador de segunda etapa

El objetivo de este separador de gas es separar el líquido producido por el

enfriamiento del gas a la salida de la primera etapa, antes de enviarla a la succión

del compresor de la segunda etapa.





En el separador de la segunda etapa de compresión, el transmisor de nivel

(LT) enviará la señal al PLC de control de secuencia y regulatorio, para que el lazo

de control (LIC) actúe sobre la válvula de control de nivel (LCV) para mantener el

nivel mínimo de líquido en el recipiente.










Separador de tercera etapa y separador de descarga

El objetivo de los separadores de gas de la tercera etapa y a la descarga de la

planta, es separar el líquido producido por el enfriamiento del gas a la salida de la

segunda y tercera etapa de compresión respectivamente.

70





Para ambos separadores el sistema de control será similar, constituido por un

transmisor de nivel (LT) y por los lazos de control (LIC) configurados en el PLC de

secuencia y regulatorio, los cuales actuarán sobre las válvulas de control de nivel

(LCV) para mantener el nivel de líquido.

Tanto en el separador de la tercera etapa de compresión como en el

separador de descarga, el transmisor de nivel (LT) enviará la señal al PLC de control

de secuencia y regulatorio, para que el lazo de control (LIC) actúe sobre la válvula

de control de nivel (LCV) para mantener el nivel mínimo de líquido en el recipiente.










Como puede observarse, el funcionamiento y filosofía de control y protección

para los separadores de gas en la planta compresora es bastante similar, lo que

cambiará será probablemente los niveles, presiones y temperatura de proceso para

cada uno de los equipos y la instrumentación asociada a cada uno de ellos.

Intercambiadores de calor enfriados por aire

Cada módulo de compresión existente en la planta deberá disponer de

intercambiadores de calor enfriados por aire (enfriadores) por cada etapa de

compresión.

Los enfriadores serán generalmente de tiro forzado, horizontales y serán

ubicados, de preferencia, en el nivel superior de cada módulo, con la finalidad de

enfriar el gas en la descarga del compresor en la primera, segunda y tercera etapa.

71

El objetivo primordial de estos enfriadores será reducir la temperatura del gas

proveniente de las descargas de las etapas, por medio de ventiladores accionados

por motores eléctricos, ya que al comprimir el gas aumenta su temperatura y éste

no debe entrar a altas temperaturas a las etapas de compresión. Un valor de

temperatura típico para el gas a la succión de cada etapa de compresión se

encuentra alrededor de 120 ºF.

• Protecciones y Lazos de Control

Los enfriadores de gas estarán protegidos con interruptores sísmicos (VSH),

los cuales activarán alarmas en el PLC de control de la unidad. Al ocurrir vibraciones

por encima de los niveles permitidos, los interruptores de vibración (VSH), indicarán

las alarmas y el operador procederá al paro del ventilador a través del PLC de

control de secuencia y regulatorio.

Cuando ocurra esta situación, el operador deberá tomar las acciones

necesarias para poner en funcionamiento la unidad afectada en el menor tiempo

posible, para evitar el aumento de temperatura del gas que entra a la etapa de

compresión afectada.

El operador deberá reposicionar el interruptor de vibración del ventilador

afectado y arrancar el equipo. Si la situación continúa, los detectores de

temperatura (TT) instalados en la succión de las etapas de compresión, ordenarán

un disparo del compresor a través del PLC de protección (ESD), por muy alta

temperatura en la succión de la etapa afectada.

Sistema Antioleaje (“anti-surge”)

A fin de impedir en lo posible el retorno del flujo al compresor y así reducir la

magnitud de oleaje de cada etapa de compresión, se dispondrá de una válvula de

retención en la tubería de descarga de los compresores y una estrategia para

incrementar el flujo a través del compresor, desviando una parte del gas de la

descarga del compresor a través del enfriador, de regreso a la succión del

compresor, proceso conocido como recirculación.

El sistema antioleaje monitorea el flujo, temperatura y presión de succión del



operación del compresor a la derecha de la línea de "surge". El sistema de

72

protección anti-oleaje estará basado en estrategias de control en el PLC de control

que cumplen con los requerimientos de integridad y confiabilidad de la máquina.

4.2.2.4 Módulo de salida

El gas comprimido se enviará a través de una tubería desde cada módulo de

compresión existente en la planta a un cabezal común de descarga. Desde este

cabezal, el gas puede ser distribuido hacia las facilidades para el gas de

levantamiento artificial para pozos o para ser transportado a otras instalaciones

fuera de la planta compresora.

Para el cabezal de salida se contempla, generalmente, la instalación de una

válvula reguladora de presión (PCV) cuya función será regular la presión del gas de

salida a la presión de la red de distribución (sólo de ser necesario)

• Protecciones y lazos de control:

Para el control de presión del gas hacia el sistema de inyección de

levantamiento artificial o “gas lift” o hacia la red de distribución, se realizará a

través de la válvula de control de presión (PCV) y el lazo de control (PIC)

configurado en el PLC de control general de la planta, el cual tomará la señal del

transmisor de presión (PT) correspondiente.

El sistema contemplará alarmas por alta (PAH) y baja presión (PAL),

configuradas con la señal del PT para la salida de gas de la planta.

El monitoreo de las señales de flujo, como totalización, presión y temperatura

del gas de salida se hace a través del PLC de control general.

4.2.2.5 Sistemas auxiliares

Existen otros sistemas que forman parte del proceso de compresión de la

planta compresora de gas típica, mas solo serán mencionados en este apartado sin

entrar en detalles en su filosofía y estrategias de control y protección

correspondientes. Estos se mencionan brevemente a continuación:

• Sistema de inyección de inhibidor de corrosión: cuya función será la de

inyectar químicos inhibidores dosificados para evitar la corrosión del sistema.

• Sistema de recolección y disposición de condensados: con la función de

recuperar los condensados en forma de cascada en el separador de succión de

primera etapa, desde el separador de descarga.

73

• Sistema de recolección de drenajes abiertos: cuya función será la de

recolectar los efluentes provenientes del drenaje de agua de lluvia y agua aceitosa

de limpieza, generados en los módulos de compresión, módulo de entrada, módulo

de servicios y módulo de venteo. Los efluentes serán recolectados por medio de

sumideros de piso colocados adecuadamente en los diferentes niveles que

conforman cada uno de los módulos y a través de una red de tubería que trabaja

por gravedad serán conducidos a una trampa de gas ubicada en el nivel inferior de

cada módulo. Desde estas trampas y por medio de una red de tuberías por

gravedad los efluentes serán conducidos a un tanque sumidero. Los efluentes

acumulados en este tanque sumidero serán transferidos a través de dos bombas,

una en operación y la otra en espera; para finalmente ser enviados a una estación

de flujo (generalmente), al igual que el condensado.

• Sistema de agua contra incendio: el cual estará constituido por una red

principal la cual distribuirá agua contra incendio a cada uno de los módulos y a la

planta en general.

• Sistema a base de dióxido de carbono (CO2): para proteger las áreas

especiales como cuartos de control de los electro-compresores y de la planta,

chimenea de venteo, ente otros, a través de descargas de CO2.

• Sistema de alivio, despresurización y venteo: cuya función será la de

recoger y manejar las descargas de los sistemas de seguridad y de procesos de la

planta, constituido por las descargas de las válvulas de despresurización, válvulas

de seguridad de sobre-presión en los equipos y etapas de cada compresor que así lo

requieran y venteo del gas de arranque. El gas y el líquido formado por el proceso

de expansión serán transportados mediante dos cabezales de baja y alta presión,

respectivamente, hacia el tambor de venteo.

• Sistema de aire de instrumentos y servicio: con la suficiente capacidad

para suplir de aire de servicio e instrumentos a los módulos compresión, entrada,

salida y venteo de la planta compresora.

• Sistema de agua de servicios y agua potable: formado por tanques de

almacenamiento, bombas centrífugas, sistema hidroneumático, filtros y sistema de

inyección de químicos para tratamiento de agua.

74

4.3 Arquitectura de control industrial para plantas compresoras de gas.

Para definir la arquitectura de control y protección de una planta compresora

debe realizarse un bosquejo inicial con los niveles de automatización a implementar

para el proceso en cuestión.

Para el caso de una planta compresora de gas basada en electrocompresores

se consideran los cuatro niveles de la pirámide de automatización.

En el nivel inferior, está el nivel de sensado, donde se miden las variables en

campo a través de instrumentos medidores de nivel, presión, temperatura, flujo,

posición, entre otros. En este nivel también se toman las acciones correspondientes

de apertura o cierre de válvulas, arranque o paro de motores, bombas, entre otros.

Aquí se incluyen todos los medidores del sistema antioleaje.

Existe un segundo nivel donde se ubicarán todos los controladores lógicos

programables que comandarán tantos las acciones de control como las acciones de

protección de la planta. Para las plantas compresoras típicas, se incluyen los

controladores lógicos programables (PLC) de control (tanto para la planta como

para cada módulo), los del sistema de parada de emergencia (tanto de la planta

como para cada módulo), los controladores para la detección de fuego y gas y

aquéllos que se requieran para el monitoreo y protección por vibración del

compresor.

Un tercer nivel muestra la supervisión y el monitoreo desde salas de control

de todos los parámetros asociados al proceso y áreas comunes de la planta

compresora. Existirán interfaces hombre máquina tanto en salas de control central

como en salas de control local en el módulo de compresión. A través de estas

interfaces se podrá realizar modificaciones de los parámetros del proceso y

supervisión de alarmas.

Por último, un nivel de gestión desde donde se pueden tomar de forma

remota o local datos relevantes del proceso, como por ejemplo producción diaria,

historial de alarmas, historial de fallas en equipos, condiciones de operación, entre

otros. A partir de la información recolectada a través de este nivel, se pueden tomar

decisiones referentes a las estrategias de producción, planes de mantenimiento

mayores, necesidades de ampliación, entre otras.

A continuación se muestra el bosquejo inicial desarrollado para la

arquitectura de control y protección de una planta compresora de gas.

Nivel de Sensado

Nivel de Control

Nivel de Supervisión

Nivel de Gestión

Transmisores de flujo, presión,

temperatura, nivel, válvulas solenoides,

motores, etc.

PLC de control de la planta y de la unidad de compresión, PLC

de protección, controladores.

Sistema de supervisión con

Interfaces Hombre Máquina,

anunciadores de alarma

Computadores de escritorio (locales o

remotos) computadores portátiles, etc.

Figura 5. Pirámide de automatización en plantas compresoras de tres etapas (Vilas, 2008)

80

Los equipos presentes en la arquitectura de control, protección y supervisión

típica en una planta compresora de gas basada en electro-compresores son:

• PLC de primario de control planta: este será encargado de monitorear y

controlar todos los procesos secundarios o comunes de la planta compresora. Se

ubica en el cuarto de control central de la planta.

• PLC de primario de control unidad de compresión: encargado de

monitorear y controlar exclusivamente el proceso de compresión de gas. Se ubica

en el cuarto de control del módulo de compresión.

• PLC sistema de parada de emergencia (ESD) planta: alberga las

estrategias de parada de emergencia completa de la planta de forma segura.

• PLC sistema de parada de emergencia (ESD) unidad de compresión:

alberga las estrategias de parada de emergencia únicamente del módulo de

compresión involucrado, de forma segura.

• Controlador sistema de detección fuego y gas (F&G) planta: maneja las

estrategias de detección y mitigación de eventos de fuego y gas en las áreas

comunes a la planta.

• Controlador sistema de detección fuego y gas (F&G) unidad de

compresión: maneja las estrategias de detección y mitigación de eventos de fuego y

gas en el área del módulo de compresión.

• Controlador sistema monitoreo y protección por vibración compresor: en

éste residen las estrategias de monitoreo y protección por vibración del compresor

centrífugo.

• Conmutadores industriales (switches): estos son enrutadores de paquetes

de comunicación entre diferentes segmentos de red que estén definidos en la ruta.

• Tarjetas de entradas y salidas de campo: las cuales recolectaran la

información de los instrumentos del proceso en campo y dirigirán las salidas

correspondientes hacia los elementos finales de control, también en campo.

• Interfaces hombre máquina para control y supervisión: a través de las

cuales podrán ejecutarse acciones de control y monitoreo de los parámetros de la

planta y la unidad de compresión.

• Interfaces hombre máquina para supervisión: a través de las cuales sólo

podrán ejecutarse acciones de monitoreo y visualización de los parámetros de la

planta y la unidad de compresión.

81

• Red de control: es la red de comunicaciones donde radica la información

del proceso de la instalación y a través de ella viajarán los comandos de operación a

las unidades de compresión.

• Red de servicios: es la red a través de la cual se provee el acceso a los

grupos de soporte de mantenimiento, ingeniería y automatización para el

diagnóstico remoto de los electro-compresores, así como la integración de las

plantas de gas a los sistemas corporativos.

A través de la Red de Control se manejará la información del proceso de la

planta y los comandos de operación de las unidades de compresión.

A través de la Red de Servicios se proveerá el acceso a los grupos de soporte

de mantenimiento, ingeniería y automatización para el diagnóstico remoto de los

electrocompresores, así como la integración de la planta compresora a los sistemas

corporativos.

Ambas redes usualmente estarán configuradas en anillo, a través de los

conmutadores industriales, y con iguales características, con la finalidad de disponer

de una red de respaldo en caso de falla de la Red de Control.

Este conmutador industrial Ethernet permitirá la interconexión de múltiples

segmentos de red, a altas velocidades, reconociendo las direcciones que son

enviadas por cada puerto, lo cual representa que cuando llega información al

conmutador, éste tiene mayor conocimiento sobre el puerto de salida más

apropiado. El medio físico de conexión será fibra óptica utilizando una topología tipo

estrella y/o tipo anillo.

4.3.1 Enlace de los sistemas de control y supervisión

Se tendrán dos PLC primarios de control, ubicados en el cual cuarto de control

central y en el cuarto de control local del módulo de compresión.

Estos sistemas deberán estar conectados a la Red de Control utilizando cable

UTP a través de los conmutadores industriales correspondientes vía protocolo

Ethernet, integrándose al anillo de fibra óptica 100Mbps/1Gbps.

El sistema de control de la planta, así como el sistema de control de la unidad

de compresión, estará enlazados a través de estos conmutadores industriales al

integrarse al anillo de fibra óptica.

.

82

4.3.2 Enlace de los sistemas de parada de emergencia (ESD)

Tanto el sistema de parada de Emergencia (ESD) de la planta como el

sistema de parada de emergencia (ESD) del módulo de compresión, deberá estar

conectado a la Red de Control vía protocolo Ethernet integrados al anillo de fibra

óptica 100Mbps/1Gbps a través de conmutadores industriales, utilizando topología

tipo estrella y/o tipo anillo.

4.3.3 Enlace PLC primario de control - sistema de parada de emergencia (ESD)

El PLC primario de control y el sistema de parada de emergencia (ESD), tanto

de la planta como el del módulo de compresión, deberán estar comunicados vía

protocolos de comunicación para controladores, como ControlNet o Modbus 485.

4.3.4 Enlace sistema de monitoreo y protección por vibración

El sistema de monitoreo y protección por vibración deberá estar conectado a

la Red de Control y a la Red de Servicios, utilizando cable UTP vía protocolo

Ethernet TCP/IP e interconectado a través del conmutador industrial.

4.3.5 Enlace PLC primario control - sistema de detección y extinción de incendio

El sistema de detección y extinción de incendio estará conectado a la Red de

Control utilizando cable UTP vía protocolo Ethernet TCP/IP, a través de un

conmutador industrial utilizando una topología tipo estrella. Además, este sistema

deberá comunicarse con el PLC primario de control, utilizando cable UTP vía

protocolo de comunicación entre conmutadores, como por ejemplo ControlNet o

Modbus 485.

Para los enlaces de mayor distancia y que requieren mayor velocidad de

transmisión, como por ejemplo, el enlace entre conmutadores, se podrá considerar

la instalación de fibra óptica como medio de transmisión. Para los enlaces entre los

equipos que conforman las redes y los conmutadores que conforman la red, se

considerará utilizar cable UTP.

A continuación se muestra la arquitectura de control típica para plantas


84

4.4 Especificaciones técnicas del sistema de control, protección y

supervisión para plantas compresoras

4.4.1 Especificaciones técnicas del sistema de control para plantas compresoras

Desde el punto de vista de una planta compresora, las funciones de control se

definirán como la capacidad de un sistema o equipo de gobernar o controlar la

unidad de proceso.

En la actualidad, el control de los procesos se delega en controladores lógicos

programables (PLC). En las plantas compresoras, el PLC de control será el

encargado de la integración de los dispositivos independientes de control y

protección que conformarán el Sistema de Control de la Planta Compresora. La

integración se realizará a través de la red Ethernet TCP/IP.

Las plantas compresoras, típicamente, cuentan con un PLC de control para la

unidad de compresión y otro para las áreas y servicios comunes de la planta. El

primero de ellos se ubica en un cuarto de control exclusivo para la unidad de

compresión y el segundo, es colocado en el cuarto de control central de toda la

planta.

De igual manera, este PLC será el encargado de ejecutar las funciones de

secuencia y control de las operaciones de la planta, en las diferentes áreas de

proceso entre las cuales se incluyen:

• Módulo de entrada.

• Módulo de venteo.

• Módulo de servicios (are de Instrumentos, aire de servicios).

• Sistema de agua de potable.

• Sistema de recolección de condensados.

• Líneas de succión y descarga de la planta.

• Secuencia y arranque de equipos auxiliares.

• Monitoreo de las señales de proceso de los módulos de compresión.

• Diagnóstico de los módulos de entradas y salidas asociados.

• Lazos de control PID de equipos auxiliares.

• Monitoreo del sistema de parada de emergencia.

• Monitoreo del sistema de detección de fuego y gas.

• Módulo de deshidratación y reposición de glicol.

85

4.4.1.1 Características generales

• El PLC de Control será el encargado de la integración de los dispositivos

independientes de control que conforman el sistema de control de la planta

compresora, a través de una red Ethernet TCP/IP de Control.

• Se deberá contemplar una reserva de espacio del 30% sobre los

bastidores (“racks”) a ser instalados, así como un 30% de reserva en la capacidad

de entradas y salidas.

• Todos los puntos terminales de reserva serán cableados e identificados

como “reserva”.

• El PLC deberá estar basado en un microprocesador de alto rendimiento

(16 “bits” como mínimo) y con una resolución de conversión de las señales

analógicas a digitales de 12 “bits” como mínimo.

• El sistema de control básico de proceso deberá permitir la captura de

variables de proceso y áreas comunes para ser transmitidas y luego desplegadas en

las Interfaces Humano Máquina (IHM) dedicadas para tal fin.

• Deberán existir las facilidades de “hardware” y “software” para manejar de

forma remota y local ajustes en las configuraciones y puntos de ajuste asociados a

diferentes elementos de control de los electrocompresores.

• Los ajustes en cualquiera de sus modos, serán protegidos por medio de

contraseñas o “passwords”.

• El CPU deberá contener un microprocesador, memoria y coprocesador

matemático.

• El CPU deberá ser provisto con protección por sobre corriente y picos de

voltaje en la línea de entrada.

• El CPU deberá tener la capacidad de memoria requerida para la

configuración de las estrategias de control de la planta más un 50% adicional para

expansión futura. Un mínimo de 256 K “bytes” es recomendado.

• El sistema deberá incluir en el chasis (“rack”) o CPU, una batería de

respaldo. La batería permitirá mantener los registros de la memoria volátil RAM

ante un evento de falla de la energía principal por un tiempo mínimo de seis (6)

meses.

• El sistema deberá permitir el reemplazo “en caliente” (“On Line”) de los

módulos o tarjetas sin interrumpir la operación del equipo.

86

Esto es, la capacidad para reemplazar en línea sin degradar la seguridad del

sistema.

• El sistema de control deberá ser capaz de mantener comunicación directa

con otros equipos que conforman la Arquitectura del Sistema de Control,

Supervisión y Protección de la planta.

• Este sistema de control deberá tener puertos de conexión para enlaces de

comunicación con I/O’s periféricos, sistema de supervisión de la planta, sistema de

parada de emergencia (ESD), y computadores portátiles para mantenimiento y

configuración con los siguientes protocolos de comunicación: TCP/IP Ethernet,

MODBUS TCP/IP, Profibus, Fieldbus, Data Highway y otros, siendo capaz de recibir y

transmitir información simultáneamente de dichos equipos.

• La arquitectura deberá permitir actualizaciones e integraciones a nuevos

sistemas y niveles superiores, con mínimo impacto a las operaciones de la

instalación.

• Los sistemas y equipos a instalar deberán ser de tecnología de punta y

haber demostrado una alta confiabilidad y robustez en instalaciones similares.

• Las capacidades funcionales generales del sistema de control de la planta,

deberán incorporar todos los equipos requeridos para ejecutar las funciones de

control, protección y supervisión necesarias para garantizar la segura operación de

la Planta Compresora.

4.4.1.2 Requerimientos de Entradas / Salidas (E/S)

El PLC de control deberá estar provisto de módulos de entradas y salidas

(tanto discretas como analógicas) para recolectar la información de los instrumentos

en campo, así como de para enviar las señales a los elementos finales de control de

la planta compresora.

Estos módulos deberán poseer las siguientes características:

• Cada módulo de entradas y salidas (E/S) a ubicar en un “slot” o ranura del

“rack” deberá tener una llave mecánica y electrónica. La llave deberá asegurar que

los módulos no puedan ser insertados de manera errónea o insertarlos sin la

configuración apropiada.

• Cada módulo deberá tener la capacidad de ser removido o insertado en

línea y sin riesgos de causar daños por esto.

87

• Las fallas y/o el reemplazo de cualquier módulo (E/S) no deberán afectar

la operación del resto de los componentes del sistema.

• Todas las entradas analógicas/discretas deberán ser aisladas ópticamente

de transientes o cambios de voltaje.

• Los módulos de salidas discretas, deberán tener modos de selección de

fallas en caso de pérdida de energía. La selección de las fallas podrán ser: falla

abierta, falla cerrada o falla en el último estado.

• Las tarjetas de entradas y salidas analógicas, deberán ser capaces de

detectar condiciones de entradas anormales (señales por debajo de 4 mA ó por

encima de 20 mA) o salidas (por encima ó sobre rango) y suministrar esta

información a la lógica del sistema de control.

• Las conexiones deberán ser por el frente de la tarjeta E/S, razón por la

cual deberán contar con un brazo que facilite el desmontaje o reemplazo sin

desconectar los cables de campo.

• El número y tipo de entradas y salidas requeridas en el sistema de control

deberán ser suficientes y acordes a las necesidades de la planta, observándose el

tipo y cantidad de instrumentos instalados en campo.

• El sistema deberá ser diseñado de manera que una falla de una entrada o

salida o de una tarjeta de E/S no resulte en una falla del sistema de control

completo.

• El sistema incluirá capacidad de auto-diagnóstico con indicación de fallas

del procesador, módulos de entrada/salida, fuentes de alimentación, tarjetas de

comunicación, “software”, etc.

• En el caso de falla de cualquier módulo, el sistema estará diseñado de tal

manera, que asegure que todas las salidas afectadas irán a su condición predefinida

de "falla segura" (salida desenergizada).

• Las entradas y salidas analógicas y digitales deberán poseer capacidad

para la detección de corto circuito, circuito abierto, falla a tierra y condición fuera de

rango (por encima y por debajo del rango) por canal. La ocurrencia de este evento

deberá ser reportada como falla al sistema de supervisión.

• Las señales de salida analógica que el sistema deberá ser capaz de

manejar son principalmente válvulas solenoides, luces indicadoras y relés de

interposición.

88

• El sistema de control deberá poseer tarjetas de entrada para termo-

resistencias, en caso de ser necesarias, con disipación térmica y protección por

sobrevoltaje.

• El sistema de control deberá poseer tarjetas de entrada para termocuplas,

en caso de ser necesarias, con disipación térmica, protección por sobrevoltaje y

capacidad para soportar termopares tipo B, E, J, K, R, S, T, N, C, D y L.

4.4.2 Especificaciones técnicas del sistema de protección para plantas compresoras

Desde el punto de vista de una planta compresora, las funciones de

protección críticas se definirán como la capacidad de un sistema o equipo para

responder a las condiciones en la cual la planta puede ser peligrosa por sí misma, o

en las que si no se toma una acción, podría eventualmente alcanzarse una condición

peligrosa.

El sistema de parada de emergencia o ESD, es aquel que detiene el

funcionamiento de la unidad o instalación de manera inmediata y segura, ante la

presencia de condiciones riesgosas para el personal y los equipos.

En este sistema de protección también deberá incluirse el sistema de

protección por vibración, el cual deberá activar la parada de la unidad asociada a

éste, cuando la vibración exceda los límites establecidos por el fabricante de los

electrocompresores, para evitar o minimizar los daños al mismo.

Este sistema tendrá la función de garantizar la condición de una parada

segura de la planta compresora en caso de detectarse condiciones anormales,

fuego, atmósfera explosiva, así como la activación manual o automática de las

lógicas de paro normal, de emergencia o falla en alguno de los equipos mayores de

proceso.

El ESD, será implantado para las señales de proceso que generen condición

de paro, tales como muy alto nivel de líquido en separadores, cierre válvula corta

fuego, cierre válvula de succión planta, cierre válvula de descarga planta, apertura

válvula de venteo planta, etc.

La reposición del sistema de parada de emergencia (ESD) de la unidad de

compresión sólo podrá efectuarse desde el cuarto de control local.

El sistema de parada de emergencia (ESD) deberá realizar las siguientes

funciones:

89

• Supervisión de las operaciones de la planta, en las diferentes áreas de

proceso, verificando condiciones anormales que coloquen en peligro la integridad de

la Planta.

• Supervisión de la parada parcial de la planta para un compresor; esta

parada puede ser manual efectuada por un operador o producida por una condición

anormal de operación en el mismo.

• Parada de emergencia del electrocompresor o parada total del compresor

sin despresurización de la planta.

• Parada de emergencia (“emergency shutdown”) o parada total de la planta

y su despresurización, enviando el gas a la estaca de alivio y venteo.

En resumen, el sistema de parada de emergencia de la planta, manejará

todas las entradas-salidas de protección de todos los equipos asociados al

compresor y al proceso, llevará a cabo las secuencias de parada de equipos por

condiciones de emergencia, manejará todas las válvulas de bloqueo y venteo de la

planta compresora de gas y reportará al sistema de control todas las señales de

protección para ser presentadas en la IHM de Control en Sala de Control. Este

sistema contendrá toda la lógica requerida para realizar una parada segura de la

planta compresora.


Se recomienda seguir las consideraciones incluidas en la Norma ANSI/ISA-

84.00.01-2004 “Functional safety: Instrumented systems for the process industry

sector – Part 1: Framework, definitions, system, hardware and software

requirements”, para la definición de características de los sistemas de parada de

emergencia. Ver Anexo 1.

• El sistema de protección o ESD poseerá una arquitectura de control

completamente modular la cual deberá permitir actualizaciones e integraciones a

nuevos sistemas y niveles superiores, con mínimo impacto a las operaciones de la

instalación.

• Deberá ser completamente independiente del PLC de Control de la planta

y de la unidad de compresión y monitoreará las condiciones de operación de la

unidad. El objetivo de éste será llevar la unidad de compresión a una parada segura

en el caso de que el controlador principal falle o que se presenten condiciones de

90

operación no previstas, no pudiendo mantener la unidad en operación normal,

resguardando la integridad del personal de la planta, los equipos, instalaciones y

medio ambiente.

• El ESD deberá permitir la expansión de cada uno de sus componentes,

“hardware” y “software”, hasta un 100% de la capacidad estimada para el

cumplimiento de los actuales requerimientos de operación. La expansión se logrará

sin necesidad de cambios en la arquitectura o modificación en su sistema operativo.

• Deberá ser diseñado bajo un nivel integrado de seguridad SIL-2. Se

realizarán los cálculos de disponibilidad del sistema y de cada uno de sus

componentes y se indicará el porcentaje de disponibilidad de sus componentes, e

incluirá los niveles de redundancia necesarios para garantizar que la disponibilidad

del mismo, sea SIL 2 con certificación TÜV, con disponibilidad del 99,99% en caso

de falla segura.

• Los sistemas y equipos a instalar deberán ser de tecnología de punta y

haber demostrado una alta confiabilidad y robustez en instalaciones similares.

• Controlador Lógico Programable (PLC) de alta integridad con diagnóstico.

• Capacidad de comunicación digital EIA-232, EIA-485, ControlNet o

Ethernet TCP/IP.

• Capacidad para manejar gran cantidad de datos, registros, tablas de

Entradas/Salidas.

• Preferiblemente con capacidad para manejar redes de campo tales como

Hart, Modbus RTU, Fieldbus y Profibus.

• El procesador CPU utilizado en el sistema, no deberá utilizar más del 50%

de su capacidad, cuando operen con la máxima carga, sin incluir la utilización de

reserva instalada ni la capacidad de expansión de cada uno de sus componentes.

Deberá ser posible una redundancia 1oo1. Este respaldo deberá ser totalmente “en

línea” de modo que no se acepta que el cambio de unidad dependa del dispositivo

con falla potencial. Las tarjetas deberán ser reemplazables en caliente, sin

comprometer la integridad del sistema.

• Para todos los componentes del sistema de parada de emergencia, la

memoria deberá ser de tipo no volátil o, en caso contrario, contar con respaldo

propio y dedicado de baterías para prevenir la pérdida de información. Asimismo,

deberán existir mecanismos para revisar el estado de estas baterías y dispositivos

luminosos en la tarjeta para indicar baja carga y/o necesidad de reemplazo.

91

• El diseño del sistema e interconexión con las señales de campo, deberá

ser bajo el esquema de falla segura (circuitos normalmente energizados y contactos

normalmente cerrados) para condición de operación normal, de forma que se

garantice la activación de la secuencia de paro automática de la unidad ante una

condición de anormalidad, bien sea en el proceso o por mal funcionamiento de la

instrumentación o de los sistemas de control y protección.

• Los sensores e instrumentos a utilizar para funciones de protección crítica

deberán tener certificación TÜV para este tipo de aplicaciones, deberán ser

independientes de la instrumentación de control, con capacidad de autodiagnóstico

y bajo arquitectura sencilla 1oo1.

• El “software” de programación deberá estar de acuerdo con el estándar de

la industria, en cuanto a la estructura de la programación, anotación y configuración

de la comunicación.

• Las señales de campo serán cableadas directamente a entradas discretas

y analógicas del ESD. Las salidas del sistema serán cableadas directamente a los

elementos discretos de campo.

• El sistema de alimentación eléctrica provendrá de un sistema compuesto

por un rectificador-cargador y un banco de baterías.

• La capacidad del sistema podrá ser ampliada sin problemas en el caso de

que se aumenten las tareas.

• Herramientas de ingeniería y diagnóstico fáciles de configurar y programar

tales como controles secuenciales, gráficos de estado y esquemas tecnológicos.

• Capacidad de comunicación que permita compartir información entre el

sistema de control y el sistema de supervisión en un tiempo no mayor de dos (2)

segundos.

• Capacidad de auto-diagnóstico para determinar su estado funcional y el de

su instrumentación.

• Preferiblemente con capacidad de programación en lenguajes de alto nivel

(lenguaje “C”, BASIC o Pascal entre otros).

• El sistema deberá poseer capacidad de usar módulos I/O remotos, en caso

de ser instalados en la planta compresora, sin que esto signifique comprometer la

integridad del y confiabilidad del mismo.

92

4.4.3 Especificaciones técnicas del sistema de supervisión para plantas compresoras

Desde el punto de vista de una planta compresora, las funciones de

supervisión se definirán como la capacidad de un sistema para permitir tener

información sobre las condiciones de operación de la planta, a un operador,

mantenedor, ingeniero u otra persona relacionada con el proceso.

La supervisión y visualización de las condiciones del proceso se harán

normalmente a través de interfaces hombre máquina (IHM), las cuales son equipos

basados en computadores que permiten el control y visualización de las operaciones

de la planta a través de despliegues y gráficos interactivos.

En esta interfaz se visualizarán las variables del proceso asociadas tanto al

módulo de compresión, como a los módulos de admisión (entrada), descarga,

venteo, servicios y deshidratación, incluyendo datos históricos, tendencias,

diagramas básicos de arreglo de tuberías, equipos y condición de válvulas asociadas

al sistema de control protección.

Adicionalmente, puede instalarse una IHM como panel anunciador de alarmas

donde se reflejen exclusivamente las alarmas críticas del sistema, entendiéndose

por alarmas críticas las que informan sobre una condición del sistema requerida

para la seguridad operacional del proceso como las presentes en el sistema de

aceite lubricante, sistema de aceite de sello, presencia de fuego, alta temperatura

en gas de procesos, oleaje, vibración del compresor.

El sistema de control básico de proceso deberá permitir la captura de

variables de proceso y áreas comunes para ser transmitidas y luego desplegadas en

las Interfaces Humano Máquina (IHM) dedicadas para tal fin. La interfaz con el

operador proveerá despliegues organizados y enfocados al estado de las señales de

arranque y paro de los electrocompresores, así como a las señales de protección de

los equipos y al despliegue de las alarmas asociados.


En cuanto al equipamiento (“hardware”) para una IHM de Control tipo PC de

Escritorio, pueden considerarse computadores típicos existentes en el mercado con

las siguientes características:

• Procesador de última generación y alta velocidad (típico 1.8 GHz en

adelante)

93

• Memoria RAM superior a 1 Gbytes DDR2

• Disco Duro superior a 120 Gbytes SATA

• Pantalla XGA mínimo 19”.

• Unidad CD ROM 52X o superior

• Puertos para Gbits .

• Todos los puertos integrados (USB, 2 PS2, 1 LPT1, 1 puerto serial)

• Teclado de 102 - 103 teclas en español, con membrana protectora, de uso

fijo, contra sucio y líquidos.

• Mouse (ratón) modelo basado en tecnología óptica.

• Pantalla plana analógica/resistiva

• Diseño compacto

• Frontal resistente a los aceites, grasas y productos de limpieza usuales.

• Equipo diseñado para trabajar en las condiciones de operación de la planta

(humedad, calor, salitre, entre otros)

Se deberá contar con al menos una impresora en cada cuarto de control para

la impresión de reportes, alarmas y condiciones de estado, integrada al sistema.

Ésta no deberá comprometer la función de seguridad del sistema de control y

protección de las unidades de compresión en caso de falla, desconexión, etc.

4.4.3.2 Programa (“Software”)

El siguiente “software” o programas deberán incluirse en el diseño del sistema

de supervisión:

• Sistema operativo Microsoft Windows XP Professional.

• Software de configuración y programación para el PLC de control.

• Paquetes de visualización de procesos.

• Cualquier otro software no mencionado pero que sea requerido para una

adecuada y fácil labor de operación y mantenimiento del sistema de supervisión,

control y protección, deberá ser considerado para el sistema de supervisión de la

planta.

4.4.3.3 Niveles de seguridad para el sistema operativo

A continuación se presentan los niveles de seguridad para el sistema de

supervisión, con la finalidad de mantener la integridad y seguridad del sistema.

94

Los grupos de usuario se clasificarán, normalmente, en tres grupos, estos

son: operadores, mantenedores y administradores de sistema. Otras clasificaciones

también serán posibles y deberán definirse sus privilegios cuidadosamente.

Los privilegios de seguridad de cada grupo de usuario se definen dependiendo

del grupo, a continuación se presentan los privilegios correspondientes a los grupos

de usuarios definidos.

• Perfil operador: para aquellos usuarios que posean privilegios de acceso

en las aplicaciones para la navegación, operación y emisión de comandos, visibilidad

de tendencias e históricos. Perfil creado con la finalidad de realizar las funciones

operacionales propias del personal de operaciones de la instalación.

• Perfil soporte automatización industrial (mantenedor): para aquellos

usuarios que posean privilegios de operador en las aplicaciones y adicionalmente

tienen privilegios de acceso para editar o modificar en las bases de datos, espacios

de trabajo, realizar reinicio de los sistemas, entre otras cosas.

• Perfil administrador del sistema: para aquellos usuarios que posean

privilegios de acceso para editar, configurar y modificar en su totalidad a la

aplicación del sistema y realizar reinicio completo de la configuración del mismo.

91

CONCLUSIONES

Existen dos necesidades básicas en la especificación de sistemas de control y

protección en plantas compresoras; la necesidad de protección para prevenir que el

compresor opere en un rango inestable u otra condición peligrosa, y la otra

necesidad de proceso, para que el sistema permita que el desempeño del compresor

satisfaga los requerimientos del proceso. Todo esto a su vez complementado con un

buen sistema de monitoreo y supervisión que permita tomar acciones correctivas a

tiempo.

Es recomendable, desarrollar la caracterización del proceso de compresión de

gas tomando en cuenta la separación en bloques funcionales donde se incluyan los

equipos asociados a una función del proceso en particular, indicando los elementos

presentes en esa etapa, sus características principales, su función dentro de esa

etapa y su interacción con el resto de los equipos de la misma.

Los bloques funcionales principales de una planta compresora de gas con

electro-compresor son módulo de entrada, módulo de compresión y módulo de

salida. Cabe resaltar que existen otros módulos asociados al proceso pero que no

forman parte del proceso principal de compresión de gas, como módulo de

servicios, módulo de deshidratación, módulo de venteo y plataforma eléctrica.

La misma estructura debe aplicarse al desarrollo de la filosofía de control y

protección de la planta, indicando las acciones de control y protección a ejecutarse

en cada bloque funcional del proceso, los elementos que intervienen en la medición

de las variables controladas y los elementos finales de control a accionar en cada

caso.

Definir la filosofía de control y protección de la planta compresora permite

establecer los elementos necesarios para ejecutar las acciones de medición y control

y facilitar la definición de las estrategias de control y protección y también, la

selección de los equipos controladores apropiados para cada función.

Asimismo, al requerir el desarrollo de un sistema de control para una planta

compresora, debe considerarse la estratificación de los niveles de automatización

presentes en ésta, así como los equipos que integrarán la arquitectura de control,

protección y supervisión del mismo, sus características y las capacidades de

comunicación entre los mismos.

92

Lo anterior permitirá realizar una apropiada especificación técnica de los

equipos de control, protección y supervisión necesarios, la capacidad de

comunicación de éstos con el resto de los elementos de la arquitectura prevista, así

como permitirá definir el grado de automatización a considerar para la planta

compresora en cuestión.

Por último, la especificación técnica del sistema de control, protección y

supervisión de la planta debe considerar todas las estrategias necesarias para

garantizar el óptimo funcionamiento de la misma, en concordancia con las mejores

prácticas de ingeniería y normas nacionales e internacionales respectivas, para

proveer seguridad y protección en todas las etapas del proceso, así como el mínimo

impacto de la existencia de ésta en el medio que la rodea.

93

RECOMENDACIONES

Para futuros estudios en el área de desarrollo de sistemas de control,

protección y supervisión de plantas compresoras con electro-compresores se

recomiendan las siguientes consideraciones:

• Caracterizar el proceso de compresión incluyendo los procesos secundarios,

tales como, sistema de aire de instrumentos, sistema de drenajes, sistema de agua

potable, sistema de inyección de químicos, deshidratación, sistema de detección,

sistema de alarma, comunicación y voceo, sistema de protección de activos de

producción, entre otros.

• Estudiar configuraciones especiales de equipos presentes en plantas

compresoras de gas, como separadores adicionales, válvulas especiales, entre

otros.

• Desarrollar la filosofía de control, protección y supervisión para la planta

compresora, incluyendo los procesos secundarios tales como, sistema de aire de

instrumentos, sistema de drenajes, sistema de agua potable, sistema de inyección

de químicos, deshidratación, sistema de detección, sistema de alarma,

comunicación y voceo, sistema de protección de activos de producción, entre otros.

• Profundizar en el estudio de arquitecturas de control modernas, sus atributos

y valor agregado en la automatización de procesos, incluyendo el crecimiento en la

utilización de los buses a nivel de instrumentos de campo.

• Profundizar el estudio de estrategias de control y protección para electro-

compresores, como estrategias antioleaje.

• Profundizar el estudio de sistemas instrumentados de seguridad para plantas

compresoras de gas con electo-compresores.

• Diseñar “software” o programas libres, para la captura y visualización de los

parámetros críticos de una planta compresora.

94

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AIELLO, C. y RINCÓN, C. (2004) Manual de procedimientos y guía para la elaboración del trabajo especial de grado, trabajo de grado y tesis doctoral. Universidad del Zulia. Ediciones Astro Data S.A. Maracaibo, Venezuela.

American National Standard (2004). Functional safety: safety instrumented systems for the process industry sector – Part 1: Framework, definitions, system, hardware and software requirements.

ARIAS, F. (1999) El proyecto de investigación: Guía para su elaboración. 3era edición. Editorial Episteme C.A. Caracas, Venezuela.

BARBERII, E. (1998) El pozo ilustrado. 4ta edición. Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo. Caracas, Venezuela.

CANO, A. y ESPINA, K. (2002) Actualización del sistema de control de un compresor centrífugo de tres etapas. Trabajo Especial de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

CREUS, A. (2002) Instrumentación industrial. 6ta edición. Alfaomega Grupo Editor. Distrito Federal, México.

GRESH, T. y SERRANO, A. (2003) Rendimiento de compresores. Aerodinámica para el usuario. Flexware Incorporated. Grapeville, USA.

Honeywell (2006). Libro del Gas. Suiza: Autor.

Instrument Society of America (1996). Fundamentals of industrial control 2nd edition. USA: Autor.

JÉREZ, R. y TORRES, A. (1999) Diseño de un sistema de control industrial basado en controladores lógicos programables para un sistema de refrigeración y recompresión de gas natural. Trabajo Especial de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

LUZARDO, H. (2002) Diseño del sistema de control de la planta de trituración de carbón. Trabajo Especial de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

MARTÍNEZ, M. (2002) Diseño de separadores. Ingenieros Consultores Asociados. Unidad de Servicios Académicos. Maracaibo, Venezuela.

MARTÍNEZ, M. (2004) Ingeniería de gas, principios y aplicaciones. Ingenieros Consultores. Maracaibo, Venezuela.

McMILLAN, G. (1999) Process/industrial and controls handbook. Quinta edición. McGraw-Hill. USA.

PDVSA (1994a). Distributed control systems. Engineering design manual. Volume 9-I. Engineering specification. Venezuela: Autor.

PDVSA (1994b). Programmable logic controllers. Engineering design manual. Volume 9-II. Engineering specification. Venezuela: Autor.

PRIETO, L. (2007) Criterios de automatización para plantas motocompresoras de PDVSA Occidente. Gestión de Necesidades y Oportunidades. Venezuela.

95

RAMÍREZ, T. (2007) Cómo hacer un proyecto de investigación. Editorial Panapo. Caracas, Venezuela.

ROSADO, A. (2003) Sistemas industriales distribuidos: una filosofía de automatización. Apuntes de teoría. Universidad de Valencia, Departamento de Ingeniería Electrónica. Valencia, España.

SABINO, C. (1996) El proceso de investigación. 3era edición. Panamericana Editorial. Santa Fe de Bogotá, Colombia.

SERRANO, A. y ZAVALA, M. (2004) Operación de una planta piloto de endulzamiento de gas natural. Tesis profesional. Facultad de Ingeniería. Universidad de las Américas Puebla. Puebla, México.

SOARES, C. (2002) Process engineering equipment handbook. McGraw-Hill. USA.

TAMARA, J. y VEGA, V. (1996) Diseño y simulación de un sistema de control antioleaje para un compresor centrífugo. Trabajo Especial de Grado. Facultad de Ingeniería. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.

96

ANEXOS

CUESTIONARIO Nº 1

Instalación: ______________________

Cargo que ocupa: Ingeniero de Proyectos ___ Operador ___ Mantenedor ___ Otro ___ especifique ___________________

1.- ¿Cuándo se desaloja el líquido condensado del separador de entrada y descarga de la planta? Explique el funcionamiento de los instrumentos de nivel y la válvula controladora de nivel asociada al mismo.

______________________________________________________________________________________________________________________________________

2.- ¿Cuándo arrancan/paran las bombas de condensado para el desalojo del recolector de condensados? Explique el funcionamiento de los instrumentos de nivel y la válvula controladora de nivel asociada al mismo.

______________________________________________________________________________________________________________________________________

3.- ¿Cuál de las válvulas de corte (shut-down) a la entrada del separador de entrada se encuentra abierta en condiciones normales de operación?

___________________________________________________________________

4.- ¿Qué función posee la válvula shut-down que se encuentra en paralelo con esta?

___________________________________________________________________

5.- ¿Qué función cumple la válvula PCV (control de presión) a la entrada del(los) módulo(s) de compresión?

______________________________________________________________________________________________________________________________________

6.- ¿Cuándo se desaloja el líquido condensado en los separadores de cada etapa de compresión? Explique el funcionamiento de los instrumentos de nivel y la válvula controladora de nivel asociada al mismo.

_________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

7.- ¿Cuántas etapas de compresión posee el proceso en la instalación?

___________________________________________________________________

8.- ¿Cuáles son los parámetros normales de operación de la planta (presión, temperatura y flujo)?

______________________________________________________________________________________________________________________________________

9.- ¿Qué función poseen los intercambiadores de calor de la planta?

___________________________________________________________________

97

ANEXOS

CUESTIONARIO Nº 2

Instalación: ______________________


1.- ¿Conoce usted cuándo deben activarse las válvulas de corte (shut-down) a la entrada y salida de la planta (tanto gas como condensado)? Explique. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

2.- ¿Conoce usted cuándo deben activarse las válvulas de alivio (blow-down) de la planta? Explique. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

3.- ¿Conoce usted las señales críticas que están conectadas al sistema de parada de emergencia y que eventualmente podrían ocasionar una parada de planta? Si es así, menciónelas. _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

4.- ¿Cuál es la función de las válvulas de seguridad instaladas en separadores y algunas bombas de la planta? _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

5.- ¿Cómo se evita que ingrese líquido al compresor en cada etapa, proveniente de los separadores? _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

6.- ¿Conoce usted las variables medidas para realizar el control antioleaje? Si es así, menciónelas. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

7.- ¿Conoce las protecciones habilitadas para el compresor, tales como muy alta temperatura de succión, muy alta presión descarga? Si es así, menciónelas. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

8.- ¿Qué ocurre con el gas en la planta compresora ante una eventual parada de la planta? ______________________________________________________________________________________________________________________________________

98

ANEXOS

CUESTIONARIO Nº 3

Instalación: ______________________


1.- ¿Conoce usted los elementos que integran la arquitectura de control de la planta? Si es así, mencione. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

2.- ¿Conoce usted el tipo de controlador empleado para las labores de control principal de la planta? Si es así, mencione. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

3.- ¿Conoce usted el tipo de controlador empleado para las labores de protección o sistema de parada de emergencia de la planta? Si es así, mencione. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

4.- ¿Posee la planta interfaces hombre máquina de control?, ¿en qué áreas? ______________________________________________________________________________________________________________________________________

5.- ¿Posee la planta interfaces hombre máquina como anunciadores de alarmas?, ¿en qué áreas? ______________________________________________________________________________________________________________________________________

6.- ¿Conoce usted las estrategias de control que realiza el controlador principal? Si es así, mencione. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

7.- ¿Conoce usted las estrategias de protección que realiza el controlador del sistema de protección o parada de emergencia? Si es así, mencione. ______________________________________________________________________________________________________________________________________

8.- ¿Qué nivel integrado de seguridad poseen los controladores instalados? ______________________________________________________________________________________________________________________________________

9.- ¿Existe un controlador para el monitoreo y protección por vibración del compresor? ______________________________________________________________________________________________________________________________________

SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y … · sistema de control, protecciÓn y supervisiÓn para...

Documents

Transcript of SISTEMA DE CONTROL, PROTECCIÓN Y … · sistema de control, protecciÓn y supervisiÓn para...