UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD CIENCIA QUIMICAS REGIÓN: XALAPA

„„MANUAL

DE TURBOCOMPRESOR

OPERACIÓN EN LA ESTACIÓN

DEL DE

COMPRESIÓN DE GAS NATURAL‟‟

TRABAJO PRÁCTICO

PARA ACREDITAR LA EXPERIENCIA EDUCATIVA: EXPERIENCIA RECEPCIONAL

PRESENTA: ABRAHAM GIOVANNY MARTÍNEZ

ASESOR: M.C.A JOSÉ LUIS DORANTES GÓMEZ

XALAPA, VER

2014

AGRADECIMIENTOS

A mi madre Gracias por darme la oportunidad de ser alguien en la vida, y darme las armas para

A mis hermanos

defenderme en un futuro. Agradezco tu

Ana y Javier

esfuerzo que has hecho por mí y mis

Por estar ahí, y apoyarme, espero que les

hermanos. Te quiero y siempre será así.

pueda servir como ejemplo para seguir

Hoy les dedico este logro, que es suyo.

adelante con sus estudios y puedan superarse.

A mi Novia Lupita. Gracias por todo, has sido una persona

A mis maestros.

muy importante para mi desde el momento en el que te conocí y me has apoyado y al

Sobre todo a mi asesor el Maestro José

fin terminamos y ya verás que nos ira muy

Luis Dorantes porque siempre confió en mí

bien en el futuro juntos.Y juntos la carrera

y me ayudo con este proyecto. Pero

fue más fácil. Te Amo.

también les doy las gracias a todos mis profesores que tanto admiro, y que me llevo lo mejor de cada uno. Y al Ingeniero Jesús Treviño que también me apoyo mucho con este proyecto al igual que el Sr. Erick García.

2

Índice Introducción

6

Objetivo General:

7

Objetivos específicos:

7

Justificación:

7

CAPITULO I GENERALIDADES 1.1

Antecedentes

9

1.2

Gas Natural

11

1.3

Actuador Hidroneumático

11

1.4

Área de Cabezales de Estación.

11

1.5

Área de Edificios.

11

1.6

Área de Enfriadores de Gas de Proceso.

12

1.7

Área de Equipo Dinámico.

12

1.8

Área de Filtros Separadores.

12

1.9

Área de Medición de Proceso.

13

1.10

Área de Proceso.

13

1.11

Área de Trampa de Diablos

13

1.12

Cabezal de Descarga.

14

1.13

Cabezal de Recirculación.

14

1.14

Cabezal de Succión.

14

1.15

Centro de Control Principal (SCADA México).

14

1.16

Ciclo Brayton.

15

1.17

Combustión

15

1.18

Compresor centrífugo.

15

1.19

Compresor de Aire.

15

1.20

Cromatógrafo

15

1.21

Estación de Compresión.

15

1.22

Estación de Paso.

15

1.23

Estación en Línea.

16

1.25

Medidores Ultrasónicos

16

1.26

Panel de Control de Operación.

16

1.27

Poder calorífico.

17 3

1.28

Presión de operación

17

1.29

Riesgos del Gas natural (GN)

17

1.30

Sistema Contra incendio.

17

1.31

Turbina de gas.

18

1.32

Turbocompresión

18

1.33

Turbogeneración

18

1.34

Válvula de desfogue

18

CAPITULO II ESTACION DE COMPRESION EMILIANO ZAPATA La Estación de Compresión de Gas Natural

20

2.1

Descripción del proceso.

20

2.2

Especificaciones del gas

23

2.3

Condiciones de operación.

24

2.4

Sistemas de la Estación

25

2.4.1

Gas Combustible

25

2.4.2

Gas de potencia

26

2.4.3

Aire comprimido

26

2.4.4

Sistema de Enfriamiento

27

2.4.5

Agua de servicios

28

2.4.6

Líquidos Condensados

28

2.4.7

Desfogue

28

2.4.8 Sistema Automático de Alarma por Detección de Fuego y/o por Atmósferas Riesgosas (SAAFAR) 29 CAPITULO III MANUAL DE OPERACIÓN 3.1

Descripción del panel de control (SCP)

32

3.1.1

Introducción a las pantallas del controlador de estación (SCP).

32

3.1.2

Pantalla STATION PIPING DIAGRAM.

35

3.1.3

Pantalla STATION FILTERS & SEPARATORS.

35

3.1.4

Pantalla STATION COMPRESSOR.

36

3.1.5

Pantalla STATION GAS COOLERS.

37

3.1.7

Pantalla STATION FUEL GAS SKID.

37

3.1.8

Pantalla STATION MAINTENANCE BYPASS.

38

3.1.9

Pantalla STATION CONTROLLERS

39

3.1.10

Pantalla MISCELLANEOUS

40

4

3.1.11

Pantallas De Diagnóstico De La Estación

40

3.1.12

Pantallas del Controlador de Unidad

41

3.1.14

Pantalla UNIT PERMISSIVES.

42

3.1.15

Pantalla Secuencia de Arranque (START SEQUENCE).

43

3.1.16

Pantalla de la Vista Global del Generador de Gases (GG OVERVIEW).

44

3.1.17

Pantalla de Vista Global del Compresor (COMPRESSOR OVERVIEW)

45

3.1.18

Pantalla de Vista General del Gas de Sellos (SEAL GAS OVERVIEW).

45

3.1.19

Pantalla De Vibración (VIBRATION).

46

3.1.20

Pantalla del Aceite Lubricante del GG (GG LUBE OIL).

46

3.1.21

Pantalla del Aceite Lubricante Principal (MAIN LUBE OIL).

47

3.1.22

Pantalla de Diagrama de Aire (AIR DIAGRAM).

48

3.1.23

Pantalla de la Válvula de Control de Surge (MIMIC).

49

3.1.24

Pantalla del Gas Combustible (FUEL GAS)

49

3.1.25

Pantalla del Monitor de Combustible (FUEL CONTROL IGNITION).

50

3.1.26

Pantalla del Perfil del Gas de Combustión (EXHAUST GAS PROFILE).

51

3.2

Consideraciones Antes Del Arranque

51

3.3

Actividades Pre-Arranque

52

3.4

Secuencia De Arranque Normal De Unidad.

55

3.5

En línea

61

3.6

Secuencia de Paro Normal.

61

3.7

Movimientos Realizados Posteriores Al Paro Normal Del TC

65

3.8

Paro de emergencia de Unidades

66

3.8.1

Paro de Emergencia de Unidad (UESD).

66

3.8.2

Paro Asegurado de la Unidad (USDL).

69

Conclusión

73

Referencias Bibliográficas

74

Glosario

75

5

Introducción En el campo de transporte de Gas la paraestatal Pemex es la más grande en el país ya que abastece a gran parte del centro y norte principalmente a industrias que requieren el gas para producción y a CFE que es el principal cliente ocupando este para la generación de energía.

En la actualidad las Estaciones de Compresión han aportado un gran apoyo para la industria petrolera y a otras empresas, con su interconexión a otros sistemas y suministrar a los centros de consumo los volúmenes necesarios y a las presiones requeridas, así mismo se ha modernizado la red de distribución.

La operación es parte primordial para el abastecimiento del producto, ya que sin esta se ve frenado el desarrollo de las industrias, por eso la operación es tan importante y se debe realizar de una manera eficiente y continua.

La operación en la Estación de Compresión de Gas Emiliano Zapata siendo la estación más moderna del país se ha visto afectada, por la falta de capacitación en su manejo, ya que la poca experiencia de algunos operadores y la no existencia de material de apoyo que les sirva para guiarse, trae como consecuencia una baja en producción y abastecimiento de gas.

La finalidad de este trabajo es crear un manual de operación del turbocompresor de gas natural, ubicada en la estación de compresión, como material de apoyo para los operadores, siendo claro y específico en las instrucciones, y tratar de dar a conocer el proceso que están manejando.

6

Objetivo General: El objetivo de este trabajo es crear un manual de operación para la estación de compresión de Emiliano Zapata.

Objetivos específicos: 1. Mostrar el proceso, que es llevado a cabo dentro de la estación de compresión 2. Especificar los procedimientos a seguir para una buena operación del turbocompresor 3. Dar a conocer las condiciones de operación de dicha estación.

Justificación: La Estación de Compresión de Gas Natural Emiliano Zapata (ECEZ) instalada en el municipio de Emiliano Zapata, Veracruz en la comunidad del Lencero no cuenta con un manual de operación en el cual apoyarse para la compleja operación del turbocompresor. Debido a que la operación del turbocompresor es muy complicada y el operador especialista tiene muchas funciones, se suelen omitir pasos u olvidarlos en cuanto al manejo del equipo y se necesita recurrir a la consulta de un manual en ocasiones para guiarse ya que la mala operación repercute en fallas que terminan en paros no programados. Es necesario contar con un manual que describa el manejo adecuado del equipo donde se especifiquen los procedimientos a seguir, como las condiciones necesarias para el arranque, paro, apertura y cierre de válvulas, operación para así dar un correcto funcionamiento de los equipos.

7

CAPITULO I GENERALIDADES

8

1.1 Antecedentes Con la finalidad de actualizar la red de distribución de gas natural en todo el país se realizó el proyecto y construyo el gasoducto troncal de 48”Ø Cactus-San Fernando.

La construcción dio inicio en el mes de diciembre de 1977 y se terminó en mayo de 1979. El gasoducto troncal inicia operación en el complejo de Cactus, Chiapas el 11 de Junio de 1979 sin operar estaciones de compresión.

En la construcción de este gasoducto se incorporó la producción de los nuevos grandes yacimientos del área de Chiapas y Tabasco.

El proceso de este gasoducto inicia en la caseta de medición y control de calidad de Cactus, Chiapas, en donde inicia el gasoducto en el Km 000+000. Posteriormente se terminaron de construir 4 estaciones de compresión que son las siguientes:

1.-Estacion N°1 Cárdenas situada en el Km. 026+300, inicia operación aproximadamente en el año de 1982, perteneciendo al sector Cárdenas.

2.-Estacion N°3 Chinameca situada en el Km. 160+765, inicia operación el 06 de enero de 1986, perteneciendo al sector Minatitlán.

3.-Estacion N°5 Lerdo situada en el Km. 292+648, inicia operación en el año de 1986.

4.-Estacion bidireccional N°7 Cempoala situada en el Km.424+648 fue terminada y probada en 1988 aproximadamente. Debido a falta de condiciones operativas no entro en operación, haciéndolo nuevamente hasta el 19 de Marzo de 2002.

Y la quinta en ese orden fue la estación de compresión de gas Emiliano Zapata la cual surgió como un nuevo proyecto.

9

Derivado de las necesidades PEMEX Gas y Petroquímica Básica en el consumo de gas natural en el altiplano y occidente del país, tendrá un incremento significativo en los próximos años, por lo que PEMEX Gas y Petroquímica Básica previo instalar infraestructura en su sistema de transporte para satisfacer estos requerimientos.

Este proyecto surgió de la necesidad de incrementar la capacidad hasta 1,500 MMPCD del gasoducto de 48” de D.N. Cempoala–Santa Ana. Dentro de esa infraestructura se planeó el proyecto de la instalación de la estación de compresión Emiliano Zapata, localizada en el gasoducto de 48” de diámetro que va de la estación Cempoala a la estación terminal Santa Ana en el estado de Hidalgo. Anteriormente se contaba con una capacidad de transporte en el gasoducto de 1050 MMPCD no obstante y, de acuerdo a las proyecciones de la demanda que se tenían, para el año 2006 este incremento sería insuficiente, la capacidad de abastecimiento con la que se contaba por lo que se consideró la instalación de dicha estación.

El terreno donde se encuentra ubicada la estación de compresión está en el municipio de Emiliano Zapata, Veracruz, en la población llamada el Lencero a 2 km de la carretera rumbo a La Tinaja, se previó esta ubicación debido a la perdida de presión que se tenía en este punto para el transporte del gas natural. (Moreno Aguilar, Memoria descriptiva proyecto E.C.E.Z., PEMEX, 2005)

Figura 1 Ubicación de la Estación de Compresión Emiliano Zapata Vista Aérea Fuente: https://maps.google.com.mx, 2013

10

1.2 Gas Natural Es un hidrocarburo extraído de la corteza terrestre, compuesto principalmente de metano, etano, propano, butano, propileno, butileno, etc.; es incoloro e inodoro, utilizado principalmente como combustible o materia prima.

El Gas Natural es un gas más ligero que el aire (su densidad relativa oscila en 0.61; aire = 1.0), es un gas altamente inflamable tiene un poder calorífico de 8,800 kilocaloría/m3 (a 1 atm de presión y 20°C), que debe mantenerse alejado de fuentes de ignición, chispas, flama, calor, y conexiones eléctricas carentes de clasificación; debe manejarse en sitios bien ventilados o proveerse de buena ventilación para conseguir la inmediata disipación de posibles fugas evitando su acumulación en espacios confinados ya que desplaza al oxigeno disponible para respirar, su olor característico a base de mercaptanos odorizantes no siempre puede advertirnos de la presencia de concentraciones potencialmente peligrosas. (Hoja de datos de seguridad para sustancias químicas, Gas Natural, PEMEX, 2000)

1.3 Actuador Hidroneumático. Un actuador hidro-neumático se le conoce como el elemento final de control que le constituye a una válvula cuya función principal es la acción de apertura o cierre de esta, utilizando la presión de gas natural y la presión del aceite como fuente de potencia. A estas válvulas se les conoce por tal razón abreviando por sus siglas en inglés como GOV (Gas Operater Valve).

1.4 Área de Cabezales de Estación. Tubería compuesta por tres líneas, las cuales constituye al proceso para el transporte del gas natural y denominamos con el nombre de Cabezal de Succión, Cabezal de Descarga y Cabezal de Recirculación.

1.5 Área de Edificios. Comúnmente en las estaciones de compresión vamos encontrar edificios el cual está integrado por las oficinas, sala audiovisual, baños, comedor, etc., y por otro lado encontramos el edificio donde se encuentra los talleres como los son para trabajos de mantenimiento mecánico, eléctrico y electrónico. 11

Así también ubicamos el área de cuarto de subestación eléctrica y edifico de tanques o tambos de almacenamientos de residuos peligrosos o aceites. Y por supuesto no podría faltar el cuarto de control principal de la estación el cual está caracterizado como Bunker y en el mismo lugar vamos a encontrar el cuarto de CCM´s, Cuarto de centro de trabajo en el cual se encuentran los servidores y los tableros de control para el monitoreo y control de la operación general de la estación de compresión y el cuarto de auxiliar donde se ubica el área de compresores de aire que es el equipo dinámico propiamente para auxiliar al servicio del equipo dinámico principal de la estación de compresión en lo particular para la ECEZ.

1.6 Área de Enfriadores de Gas de Proceso. También se le conoce como área de bahías enfriamiento de gas de proceso. Este sistema está constituido por 6 bahías cuya función es bajar la temperatura del gas natural transportado en la estación de compresión derivado de la descarga de la turbocompresión, consta de 2 ventiladores acoplados a motores eléctricos de 440 volts de Corriente Alterna cada una de estas.

1.7 Área de Equipo Dinámico. Comúnmente en las estaciones de compresión es el área en donde se encuentra los turbocompresores.

1.8 Área de Filtros Separadores. Es el lugar donde se encuentran los elementos filtrantes de gas de proceso cuya finalidad es limpiar el gas, reteniendo los sólidos que llega impulsado de la estación de compresión anterior, por el cual dichos filtros se encuentran ubicados en la entrada general de la estación de compresión.

Cuentan con válvulas de bloqueo antes y después con la finalidad de

aislarlos del proceso durante su limpieza y/o mantenimiento, poseen válvulas de desfogue para vaciar su interior hacia los desfogues. Su limpieza y eficiencia de filtrado juega un papel importante en la vida útil de los equipos dinámicos. (Moreno Aguilar, Memoria descriptiva proyecto E.C.E.Z., PEMEX, 2005)

12

1.9 Área de Medición de Proceso. Es donde se encuentra ubicado el sistema de medición del proceso o del transporte de gas natural de la estación de compresión. El sistema consta de 2 tubos, cada uno con el elemento primario de medición tipo ultrasónico en el cual uno se encuentra en servicio y el otro disponible, dicha medición se da en MMPCD (Miles de Miles de Pies Cúbicos por Día). Este sistema se encuentra prácticamente a la descarga general del estacón de compresión.

1.10 Área de Proceso. También se le conoce con el nombre de “Patio de Tuberías” y es comúnmente la definición de una Estación de Compresión como el área principal ya que dicho lugar se encuentra el Equipo Dinámico, la tubería propiamente donde circula el producto, accesorios tal es el caso como válvulas de diversos tipos, tanques de almacenamientos en los sistemas y los sistemas de medición.

1.11 Área de Trampa de Diablos Por sus siglas en el organismo de PGPB lo describimos como Trampa Doble de Diablo (TDD), y se define como el arreglo de tuberías y válvulas, cuya función y operación principal es recibir (TRD) o enviar (TED) los instrumentos de limpieza interna de las tuberías llamados diablos. Están localizadas en la parte posterior de las estaciones. El arreglo de tuberías está formado por: 

Válvulas de compuerta que se utilizan únicamente para permitir el paso del diablo hacia la cámara de recibo, de donde se extrae o introduce según sea la función.



Cámara de recibo de diablo.



Cámara de envío de diablos.



Válvulas de desfogue para liberar presión de las cámaras.

(Martínez, Hortelano, Juan, Procedimiento Corrida de Diablos de Limpieza de Ductos, PEMEX, 2012)

13

1.12 Cabezal de Descarga. El Cabezal de descarga dispuesta de tal forma que sirve como colector de flujo proveniente de los turbocompresores y lo dirige hacia el peine de medición.

1.13 Cabezal de Recirculación. El cabezal de recirculación es una tubería que consta de 10pul D.N., cuya finalidad es dirigir el flujo de gas proveniente de la válvula de recirculación (surge) que se ubica posterior sobre la línea de la descarga de la unidad del turbocompresor hacia la línea de cabezal de succión de la estación antes de filtrado de gas de proceso, esto lo hace cuando se presenta una inestabilidad de flujo o una COA derivado por una bajas condiciones de flujo dependiendo de lo que este demandando la estación anterior a esta o propiamente de la Estacón de compresión misma donde se encuentre con el propósito de proteger a los compresores centrífugos de equipo Dinámico Principal. (Moreno Aguilar, Memoria descriptiva proyecto E.C.E.Z., PEMEX, 2005)

1.14 Cabezal de Succión. Tubería cuya función es distribuir el flujo que proviene de la entrada principal de la estación de compresión hacia la línea de succión de cada equipo dinámico principal de proceso (turbocompresor). En lo particular en la ECEZ está integrado dos cabezales de succión, uno ubicado antes de los cuatro elementos filtrantes del “proceso o de gas” y el otro se encuentra ubicado posterior a estos mismos.

1.15 Centro de Control Principal (SCADA México). Este es el lugar en donde los ingenieros de turno monitorean y controlan los Sistemas de Transporte para el Gas Natural y Gas LP de forma general a través de los equipos del SCADA. Este Centro de Control Principal (CCP anteriormente conocido) depende de la Gerencia de Operación, que tiene la responsabilidad de coordinar las 24hrs., los 365 días del año, las condiciones operativas que permitan cumplir el programa de transporte del Sistema Nacional de Gasoductos. Se localiza en el piso 7 Edif. B1 Centro Administrativo. (PGPB) Marina Nacional no. 329 Col. Huasteca México, D.F.

14

1.16 Ciclo Brayton. Proceso termodinámico utilizado para la compresión del gas el cual maneja un ciclo como 1.Compresión, 2.- Combustión, 3.- Expansión y 4.- Escape.

1.17 Combustión Es una reacción química rápida pero persistente, acompañada por emisión de luz y calor, que produce vapor de agua, bióxido de carbono y energía en forma de calor.

1.18 Compresor centrífugo. Es una máquina que tiene como función la de transformar energía mecánica en energía cinética transmitida por el impulsor al fluido de trabajo. Éste trabaja a la misma velocidad de la turbina de potencia 2850 a 3600 R.P.M.

1.19 Compresor de Aire. Equipo dinámico o dispositivo mecánico que realiza la función de trasformar la energía mecánica en energía de presión, bajo la acción de compresión.

1.20 Cromatógrafo Equipo utilizado para la constante revisión de la calidad del gas natural. Este monitorea los componentes del gas y son expresados en porcentajes.

1.21 Estación de Compresión. Es una instalación de PGPB cuya definición es un centro de transporte que convierte la energía mecánica procedente de una turbina de gas, en energía de fluido mediante equipo de compresor centrífugo y el cual está dividido en las siguientes áreas: Área de proceso, área de edificios, áreas verdes.

1.22 Estación de Paso. Definimos así cuando la Estación de Compresión se encuentra con el equipo dinámico para el proceso abierto. Aún que la instalación se

encuentre ya sea presurizada o vaciada o

despresurizada pero aislada para ambos casos, es decir que las válvulas principales de la 15

Estación de Compresión se encuentren bloqueadas succión y descarga principal o de estación respectivamente.

1.23 Estación en Línea. Se define cuando la instalación o la Estación de Compresión se encuentra en servicio, es decir cuando se encuentra operando el equipo dinámico para el proceso, y teniendo la válvula By-Pass cerrada.

1.24 Máxima Presión Permisible de Operación. (MPPO) Es la máxima presión a la que puede operar el sistema de transporte de gas natural de acuerdo a las disposiciones de la norma CID-NOR-N-SI-001, norma interna de PEMEX para „„requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de ductos de transporte‟‟ sin embargo una de las variables más importantes para el proceso se resume en la siguiente tabla: Tabla 1. Valores de alarma y paro VARIABLE DE PROCESO

VALOR ALARMA / PARO 2

Succión de Estación (Km/cm )

47.1 / 38.7 2

Operación de Descarga Normal (kg/cm ) 2

De 70 a 71.3

Descarga de Estación (Km/cm )

71.7 / 72.4

Temperatura de Succ. Proceso (°C)

73.8 / 75.5

Temperatura de Desc. Proceso (°C)

75.0 / 80.0

Fuente: Bitácora de operación

1.25 Medidores Ultrasónicos Equipos sensores utilizados para la medición de flujo que pasa a través de la estación, se cuenta con medidores de 24 pulgadas los cuales pueden medir hasta 1200 MMPCD.

1.26 Panel de Control de Operación. Es un tablero de control de operación que consta de perillas y botones para manipular el equipo dinámico de la Estación de Compresión, así como luces

para la indicación

de

condición y estado en que se encuentra dicho equipo. Este sistema se encuentra para el control de la Estación, para el equipo dinámico de turbocompresión, y para el equipo dinámico de turbogeneración en lo particular para la ECEZ. 16

1.27 Poder calorífico. Es la cantidad de calorías capaz de producir por cada gramo, kilogramo, litro o metro cubico. Las unidades para medir el calor que produce un combustible en una combustión, el calor que se desarrolla se mide por unidad de peso o de volumen. Para los gases se toman en cuenta la cantidad de calorías producidas en la combustión en unidad de volumen.

1.28 Presión de operación Es la presión de trabajo para operar un sistema de gas natural en condiciones estándar, este parámetro se utiliza para establecer las presiones mínimas y máximas de una operación normal.

1.29 Riesgos del Gas natural (GN) Sus efectos potenciales para la salud son en: OJOS: El contacto de los ojos con una fuga de gas natural puede provocar congelamiento, seguido de hinchazón y/o daño ocular. PIEL: El contacto de la piel con una fuga de gas natural puede provocar congelamiento, y por lo tanto quemaduras frías. INHALACIÓN. El gas natural es un asfixiante simple, al mezclarse con el aire ambiente desplaza al oxigeno haciendo la mezcla pobre en oxígeno a pesar de sus altos niveles de inflamabilidad y explosividad sus emisiones se disipan rápidamente en las capas superiores de la atmósfera,

dificultando la formación de mezclas explosivas con el aire a ciertas

proporciones.

1.30 Sistema Contra incendio. Conjunto de Elementos que se encargan de salvaguardar la integridad de las Instalaciones y el personal que las ocupa. Y las formas que se cuenta para ello, es a través por los equipos de supresión de fuego por CO2, FM-200 y Polvo Químico Seco.

17

1.31 Turbina de gas. Es una máquina de combustión interna alimentada con gas natural como combustible de flujo continuo que convierte la energía térmica en trabajo mecánico cuyos componentes básicos son: compresor, cámara de combustión, turbina del generador de gases o turbina gasógena y turbina de potencia, así, como los sistemas auxiliares de lubricación, eléctrico, de regulación de la velocidad, alimentación de combustible, puesta en marcha y control operativo.

1.32 Turbocompresión Equipo Dinámico principal en el área de proceso de una Estación de Compresión, cuya función es comprimir el Gas Natural Transportado que proviene de una estación anterior a esta para dar efecto o compensar el flujo o volumen en trayecto propiamente del hidrocarburo que circula a través de la tubería del Sistema que lo integra.

1.33 Turbogeneración Sistema Auxiliar que consiste en una turbina de Combustión Interna acoplado a un generador de 1200 KVA, con el fin de proporcionar la energía necesaria a los equipos auxiliares de los turbocompresores como son extractores, inyectores de aire, bombas de lubricación etc. Se utiliza como suministro de energía eléctrica principal cuando la planta se encuentra en servicio (Estación de Compresión) y el suministro de energía por parte de CFE pasa a ser el suministro de respaldo.

1.34 Válvula de desfogue Válvulas que se utilizan para drenar impurezas o sedimentos del hidrocarburo

o vaciar

secciones de tubería o equipos presurizados con la finalidad de realizar reparaciones; son válvulas que operan Normalmente cerradas, y para poder abrirlas se requiere de la decisión del operador en turno, quien es el único autorizado para operarlas al realizar la apertura de una de ellas.

18

CAPITULO II ESTACION DE COMPRESION EMILIANO ZAPATA

19

La Estación de Compresión de Gas Natural 2.1 Descripción del proceso. La Estación de Compresión Emiliano Zapata se encuentra sobre una extensión de terreno de aproximadamente 7 hectáreas, en la cual se ubica el área de proceso, el edificio tipo semibúnquer que aloja al cuarto de control de la estación, el cuarto de control eléctrico, los compresores de aire y los bancos de baterías; otro edificio que aloja al personal de la residencia de construcción del área Xalapa y al personal técnico y manual encargado de la operación y mantenimiento de la estación, talleres para las especialidades, sala de juntas y demás servicios auxiliares requeridos para el funcionamiento del edificio; una caseta de vigilancia de acceso y partida militar con habitaciones para el personal de la misma. La subestación eléctrica se localiza junto a las áreas destinadas a la recuperación de líquidos y a la de almacenamiento de residuos peligrosos.

Figura 2 Vista Aérea de la E.C.E.Z. Fuente: https://maps.google.com.mx, 2014

20

La estación cuenta con una planta de tratamiento de aguas residuales que una vez procesadas se descargan al arroyo Chorreado ubicado a un costado de la estación. La Estación de compresión Emiliano Zapata recibe a través de un ducto de transporte de 48” el gas que se comprime en la estación Cempoala misma que recibe el gas proveniente de los Complejos Productores de Gas de Cactus y Nuevo PEMEX (sureste).

El proceso al que es sometido sucesivamente el gas en su paso por la estación, se integra por las siguientes etapas: filtración, compresión, enfriamiento y medición.

Succión

Descarga

Filtros

Medición

Turbocompresor

Enfriadores

Figura 3 Diagrama de Proceso Fuente: Propia

El gas fluye por este cabezal hasta el área de filtración donde se separan los líquidos y partículas sólidas que puede contener la corriente de gas natural para proteger a las unidades de turbocompresión.

El área de filtración está integrada por cuatro filtros separadores de tipo horizontal con sus respectivas válvulas de corte, que son operadas de forma manual. 21

Los separadores están conformados por placas de acero al carbón, siendo su diseño y fabricación de acuerdo con el código ASME. Tienen capacidad para filtrar 500 MMPCD de gas natural cada uno a una presión de 66.8 kg/cm 2, a 45°C de temperatura, con una eficiencia en el filtrado de 99% en partículas hasta de 1 micra. El gas conducido por el cabezal entra a los separadores a través de líneas de 24” D.N.; de los cuatro separadores sólo tres están operando normalmente y el cuarto esta de relevo. Este último se pone en funcionamiento cuando alguno de los tres requiere ser retirado de operación ya sea por mantenimiento o cualquier otra causa.

El gas ya filtrado deja los

separadores por medio de líneas de 24” D.N. para incorporarse al cabezal de succión de compresión de 48” D.N. del cual se alimentan las dos unidades de turbocompresión las que se encuentran conectadas en paralelo al mencionado cabezal, por medio de líneas de 42” D.N. con sus respectivas válvulas de corte, estas válvulas son de tipo esféricas y están automatizadas con lo que se puede alternar la operación del equipo de manera que uno de los turbocompresores se encuentre en mantenimiento o de relevo y el otro en operación.

Las unidades de turbocompresión están compuestas por un compresor centrífugo de hierro forjado en la carcasa. Estos compresores serán accionados por una turbina a gas de 17,500 H.P de la marca Rolls Royce. Con estos equipos se incrementa la presión del gas de tal modo que es capaz de llegar a la siguiente estación con una presión que permite la operación adecuada de los ductos de transporte.

Para disminuir la temperatura generada por el proceso de compresión el gas es sometido a un proceso de enfriamiento, donde va a recobrar la temperatura a la cual ingreso a la estación y de esta manera evitar esfuerzos en la tubería a causa de elongaciones provocadas por alta temperatura del gas transportado.

Esto se realiza por medio de seis enfriadores tipo solo aire conectados en paralelo que cuentan con dos ventiladores eléctricos cada uno, con motores de 40 H.P. Cada enfriador está fabricado en acero al carbón, de acuerdo al código ASME, con capacidad a manejar 300 MMPCD. 22

Después de ser enfriado, el gas a través de una cabezal de 48” D.N. pasa a el área de medición, constituida por dos tubos de 24 “ D.N. cada uno con su acondicionador de flujo de acero inoxidable y un medidor de tipo ultrasónico que cumplen con la normatividad establecida. En esta área se cuenta con analizadores de la calidad del gas transportado como son cromatógrafo, analizador de ácido sulfhídrico humedad (H2O).

(H2S) y analizador de contenido de

La salida del área de medición se realiza a un cabezal de 48” D.N. el cual

se reduce a 42” D.N. En la válvula de descarga de la estación misma que se interconecta sobre la línea de derivación de la estación de 48”. D.N. para seguir su curso hacia Santa Ana.

2.2 Especificaciones del gas A continuación se presenta la composición del Gas Natural que Pemex maneja:

Nombre

Fórmula

% mol

Metano

CH4

80.44

Etano

C2H6

13.17

Propano

C3H8

1.49

I-Butano

i-C4H10

0.33

n-Butano

n-C4H10

0.16

I-Pentano

i-C5H12

0.05

n-Pentano

n-C5H12

0.09

Hexano

C6H12

0.1

Nitrógeno

N2

3.63

Bióxido de C. CO2

0.54

Tabla 2. Calidad del Gas manejado en Pemex Gas y Petroquímica Básica Fuente: www.gas.pemex.mx datos promedio de la calidad del Gas en Pemex

23

2.3 Condiciones de operación. Las condiciones de operación que manejan los sistemas de la estación normalmente son los siguientes: 

Estación Flujo m3/h

Presión kg/cm2

Temperatura °C

Normal

Máxima

Normal Máxima Normal Máxima

Succión de estación

1583308.17

1742505.47

62.6

66.8

45

45

Entrada a separadores

527769.39

580835.156

62.6

66.8

45

45

Salida de separadores

527769.39

580835.156

61.9

66.1

45

45

Succión de compresores

1583308.17

1742505.47

61.9

66.1

45

45

Descarga de compresores 1583308.17 1742505.47

73.79

76.31

61

63

Entrada a enfriamiento

263884.69

290417.57

73.79

76.31

61

63

Salida de enfriamiento

263884.69

290417.57

73.23

75.75

45

45

Medición

791654.08

871252.73

72.39

75.47

45

63

Descarga de estación

1583308.17

1742505.47

72.39

75.47

45

63

Tabla 3. Condiciones de Operación de la estación Fuente: Bitácora de operación



Gas combustible Flujo m3/h

Presión kg/cm2

Temperatura °C

Normal Máxima Normal Máxima Normal Máxima Gas combustible a turbocompresores Entrada a FV-600 5436.84

5436.84

62.6

66.8

45

45

Salida de FV-600

5436.84

12.3

16.5

21

32

5436.84

Tabla 4. Condiciones de Gas Combustible Fuente: Bitácora de operación

24



Aire comprimido Flujo m3/h

Presión kg/cm2

Temperatura °C

Normal Máxima Normal Máxima Normal Máxima Entrada a TV-801

106.42

106.42

10.54

10.54

40.00

40.00

Entrada A TV-800

52.56

52.56

8.78

8.78

39.00

39.00

Salida de TV-800

40.78

40.78

7.03

7.03

39.00

39.00

Tabla 4. Condiciones del aire comprimido Fuente: Bitácora de operación

2.4 Sistemas de la Estación 2.4.1 Gas Combustible Debido a que las turbinas del compresor de gas y el turbogenerador utilizan gas natural como combustible, la estación requiere de un sistema que proporcione el suministro y acondicionamiento de dicho gas para poder ser utilizado sin dañar a los equipos que lo demandan.

El gas utilizado como combustible proviene de la línea regular e ingresa a dos sistemas: el que suministra a los turbogeneradores y el que suministra a turbocompresores.

En cuanto al suministro a turbocompresores, el gas es filtrado para eliminar sólidos y líquidos que pudiera contener la línea regular. El filtro es de tipo vertical con capacidad para manejar 5436.84 N m3/h a 66.8 kg/cm2 y 45°C de temperatura. El filtro trabaja con una eficiencia en el filtrado de 99% en partículas de una micra y debe salir a mantenimiento cuando la diferencial de presión exceda los 0.7 kg/cm2. Cuando el filtro sale de operación se cuenta con una línea que toma gas del proceso principal, ubicándose ésta a la salida de los separadores, la cual servirá como by pass del filtro. El gas filtrado se entrega al patín de acondicionamiento de gas combustible que alimenta a las unidades de turbocompresión.

25

Por otra parte, el gas combustible para turbogeneradores es sometido a una regulación de presión la cual cuenta con dos reguladores conectados en paralelo, de modo de que uno trabaje mientras el otro se encuentra de relevo. En esta regulación la presión del gas disminuye un 58% y es alimentado a un filtro de tipo vertical que trabaja a una presión de 39 kg/cm2 y 32 °C de temperatura. Este filtro se encarga de remover los líquidos y sólidos provenientes de la línea regular y los que se pudieran generar debido a la regulación de presión. El filtro cuenta con su línea de by pass la cual entra en operación cuando el filtro salga a mantenimiento, es decir cuando exceda la diferencial de presión de 0.7 kg/cm2.

Después de pasar por el proceso de filtrado, el gas vuelve a pasar nuevamente por un proceso de regulación de presión cuyo arreglo son dos reguladores conectados en paralelo, uno de los cuales se encuentra como equipo de relevo. La presión del gas se reducirá hasta 12.3 kg/cm2 y 21 °C condiciones a las cuales entra al tanque de almacenamiento de gas combustible, el cual tiene una capacidad de 5.38 m3.

2.4.2 Gas de potencia El gas de potencia se utiliza para operar los actuadores de las 27 válvulas, tanto de la estación como las de las unidades turbocompresores. Este gas se toma del gas que entra a la estación por lo que lleva una presión de 66.8 kg/cm2 y una temperatura de 45°C. Cada actuador cuenta con un filtro a la entrada para evitar que partículas sólidas dañen el mecanismo de actuación.

2.4.3 Aire comprimido Para cubrir la demanda de aire requerida en la estación, se cuenta con un sistema de aire comprimido ubicado a un costado del cuarto de control, en un área confinada donde se están instalados dos compresores de aire, libre de aceite y accionados por motores eléctricos de 50 HP. El aire comprimido a 10.54 kg/cm2 con una temperatura menor de 40°C, es recibido en el tanque de almacenamiento de aire de planta, mismo que actúa como acumulador para el proceso y tiene una capacidad de 1.93 m3.

26

A la salida de este tanque, se tiene una regulación de presión misma que reduce la presión del aire hasta 8.78 kg/cm2, la línea se divide en dos corrientes, el aire de planta que abastece las estaciones de servicio distribuidas en talleres y el aire requerido por la planta de tratamiento de aguas residuales.

La segunda corriente conduce al gas hacia dos secadoras en donde se reduce el contenido de humedad, evitando condensaciones en la línea. Una vez seco el aire es conducido hasta el tanque de aire de instrumentos, que almacena y acumula el aire que usan los turbocompresores para sello en el compresor centrífugo y en la turbina de potencia. Este tanque tiene una capacidad de 4.61 m3.

2.4.4 Sistema de Enfriamiento El sistema tendrá alineados los trenes de enfriamiento y por medio de la medición de la temperatura de descarga de los enfriadores emitirá comandos de arranque a los motores de 40 HP.

Cuando se libere el comando de arranque de los ventiladores de los enfriadores, y la acción implique que debe operar más de un motor, el programa deberá ser capaz de arrancarlos de forma secuenciada, con un espacio de tiempo (programable entre 0 y 30 segundos) entre los comandos de arranque de cada motor, de tal forma que prohíba el arranque de 2 o más motores del sistema de enfriamiento en paralelo.

El número de ventiladores operando dependerá de la temperatura de salida del gas de proceso al pasar por el paquete de enfriamiento, y la lógica deberá ser capaz de colocar una alarma en el sistema para avisar que el gas de proceso está saliendo a una temperatura mayor de la diseñada. Así mismo tendrá una alarma que relacione las temperaturas de entrada y salida de los enfriadores de proceso con el fin de alertar sobre la eficiencia del sistema y control de enfriamiento.

27

2.4.5 Agua de servicios La estación de compresión cuenta con un sistema de abastecimiento de agua para satisfacer los servicios demandados en la misma, como son los sanitarios, las regaderas, tarjas y las estaciones de servicios distribuidas dentro de la estación. Con este sistema se suministran 11.7 m3/h de agua, cantidad estimada en una dotación de 120 l/día para una población aproximada de 20 empleados laborando en la estación.

El sistema se inicia en una cisterna de concreto donde se almacena el agua, y tiene una capacidad total de 18 m3 de los cuales el volumen útil son 15 m 3, la cisterna cuenta con dos bombas centrífugas horizontales con capacidad de 11.7 m 3/h, las cuales succionan el agua para conducirla hasta el tanque elevado.

2.4.6 Líquidos Condensados Este sistema cuenta con un cabezal de 8” D.N. al que se conectan todos los sistemas que en un momento dado producen líquidos condensados que son residuos que por su naturaleza inflamable y/o contaminante no se pueden descargar al drenaje común, por lo que requieren de un manejo especial y se almacenan en el tanque de líquidos condesados, el que a su vez descarga a una fosa de aceite recuperado en la cual se capta también el agua aceitosa resultante de la limpieza de equipos.

Los equipos que generan estos residuos son: las

trampas de diablos, el tanque de almacenamiento de gas combustible, los filtros separadores, los turbocompresores y los turbogeneradores.

2.4.7 Desfogue La estación de compresión cuenta con un sistema de desfogue, el cual se va a divide en tres partes: dos cabezales de 8” D.N. que se encarga de desfogar a la atmósfera cada una de las unidades de compresión y un cabezal de 30” que se encargará de desfogar la estación.

Los cabezales de los turbocompresores operan cuando exista un paro de emergencia, cuando se saca una unidad a mantenimiento y cuando se presurice a los compresores.

28

2.4.8 Sistema Automático de Alarma por Detección de Fuego y/o por Atmósferas Riesgosas (SAAFAR) Es un sistema de detección y supresión de gas y fuego, que es aplicable para todo Pemex y se rige bajo una de sus normas internas (NRF-011-PEMEX-2001) y el cual consisten en:

A) Sistema de detección y alarma El sistema de detección es en base a Sensores de gas combustible, Sensores de gas hidrogeno, sensores de humo, Sensores de temperatura y Sensores de fuego. Los Sensores de gas combustible están instalados en las áreas de Filtros separadores, patín de medición y enfriadores.

Los Sensores de gas Hidrógeno están instalados en el cuarto de baterías, además en la entrada al cuarto, se instalara el transmisor el cual cuenta con un indicador tipo display y mandara la señal al PLC del SAAFAR.

Los Sensores de humo tipo están instalados en el cuarto de control, en el cuarto de control de motores, en oficina de ingenieros, bodega de residencia, bodega de operaciones y en almacén de papelería.

Los Sensores

de fuego están instalados en las áreas de Filtros separadores, patín de

medición, enfriadores y tanque recuperador de líquidos.

Los Sensores de temperatura están instalados en las áreas de filtros separadores, patín de medición y tanque recuperador de líquidos.

El sistema de Alarma está constituido por: alarmas audibles y alarmas visibles. Las alarmas visibles son de tipo semáforo instalados en interiores y exteriores, ubicados estratégicamente donde se tenga completa visibilidad desde cualquier ángulo, los cuales por cada color identifican un tipo de riesgo

29

B) Sistema de supresión A base de agente limpio Heptafluoropropano FM-200

El sistema de supresión de fuego por medio de agente extintor limpio a base de Heptafluoropropano, estará localizado en el cuarto de control.

El sistema puede ser accionado de 3 formas:

Manual.- El accionamiento manual se refiere al cambio de posición del selector automático/mantenimiento a posición manual y activando la estación de descarga ubicadas en el cuarto de control.

Automática.- A través de la confirmación dada por los Sensores de humo al PLC del SAAFAR, y este enviara una señal al tanque en cuestión para la liberación del agente.

Local.- A través de un dispositivo ubicado en cada tanque, el cual permite la liberación de agente limpio sin necesidad de señal eléctrica.

30

CAPITULO III MANUAL DE OPERACIÓN

31

Este manual de operación tiene como objetivo el describir las principales acciones de operación en los diversos componentes del Turbocompresor ubicado en la Estación de Compresión “Emiliano Zapata”.

La descripción se realizará con un lenguaje accesible para los operadores que llevaran a cabo dichas acciones. Se comenzara por dar una descripción del panel de control de la estación (SCP), donde se controla todo el proceso de forma automatizada 3.1 Descripción del panel de control (SCP) El panel de control de la estación (SCP) tiene los siguientes controles e indicadores:

El controlador lógico programable (PLC) tiene un display para ingresar y observar los datos y comandos de entrada. El display muestra varias funciones en distintas pantallas. A continuación se presenta una descripción detallada de cómo trabajan estas pantallas.

El programa que maneja todo el sistema de control del turbo compresor se llama INTOUCH en su versión 7.1 y fue desarrollado por „„Rolls Royce Industrial Power System‟‟ mismos desarrolladores del turbocompresor 3.1.1 Introducción a las pantallas del controlador de estación (SCP). Cuando el operador acciona el Panel de Control de la Estación (SCP), la pantalla muestra UNIT SELECTION. Las opciones de la pantalla de la UNIDAD 1 y de la UNIDAD 2 permiten que el operador elija poner el turbocompresor 1, turbocompresor 2, o ambas unidades en línea.

32

Figura 4 Captura de Pantalla Unit Selection del (SCP)

3.1.2 Pantalla UNIT y Pantalla DIAGNOSTICS ALARM

Al elegir la opción Station se mostrara el Station menú. La pantalla UNIT enumera otras ocho pantallas con opciones. Para desplegar cualquiera de estas pantallas, pulse su tecla etiquetada como sigue:

Figura 5 Captura de Pantalla Unit y Diagnostics Alarm del (SCP)

33

Al elegir una de estas diez opciones se desplegara una pantalla, correspondiente a la unidad que se halla elegido ya sea el turbocompresor 1 o el turbocompresor 2  Station Pipping desplegara la pantalla Station Pipping.  Filter Separators desplegara la pantalla Station Filter Separators.  Compressors desplegara la pantalla Station Compressors.  Gas Coolers desplegara la pantalla Station Gas Coolers.  Power/Fuel Gas Preparation desplegara la pantalla Fuel Gas Preparation.  Maintenance Bypass desplegara la pantalla Station Maintenance Bypass.  Controllers desplegara la pantalla Station Controllers.  Miscellaneous desplegara la pantalla Miscellaneous. La pantalla STATION UNIT MENU tiene unas pestañas en la parte de arriba con el apartado PRINT, UNIT, TAG y un apartado en la parte de debajo de las anteriores de DIAGNOSTICS ALARM. Al momento que presione la pestaña UNIT dará la opción de escoger entre el Sistema Inglés o el Sistema Métrico para medición de las unidades de flujo, temperatura y presión. Al momento que presione la pestaña PRINT se imprimirá la pantalla que se encuentre en ese momento. Al momento que presione la pestaña TAG aparecerá o desaparecerá el etiquetado de los instrumentos en los diagramas.

Figura 6 Captura de Pantalla Diagnostics Alarm del (SCP)

34

Presione DIAGNOSTICS ALARM para desplegar el DIAGNOSTICS MENU. La pantalla DIAGNOSTICS MENU enumera otras seis pantallas de diagnósticos con opciones. Que al presionar desplegara cualquiera de estas pantallas. 3.1.2 Pantalla STATION PIPING DIAGRAM. La pantalla STATION PIPING DIAGRAM muestra las posiciones de las válvulas de la tubería de gas de proceso de la estación. También muestra la temperatura y presiones del gas en la tubería de gas de proceso. Se muestra también el estado de la instalación de lanzamiento de diablo y recepción de diablo.

Figura 7 Captura de Pantalla Station Piping Diagram del (SCP)

3.1.3 Pantalla STATION FILTERS & SEPARATORS.

La pantalla STATION FILTERS & SEPARATORS muestra las presiones de los filtros de las estaciones y de los compresores de los separadores. También muestra para cada filtro y separador la posición de sus válvulas.

35

Figura 8 Captura de Pantalla Station FIlters & Seperators del (SCP)

3.1.4 Pantalla STATION COMPRESSOR. La pantalla STATION COMPRESSOR muestra las presiones y temperaturas de los compresores de la estación. También muestra para cada compresor la posición de su válvula de seguridad y la posición (abierto o cerrado, recorrido o avería) de las válvulas de cada compresor.

Figura 9 Captura de Pantalla Station Compressor del (SCP)

36

3.1.5 Pantalla STATION GAS COOLERS. La pantalla STATION GAS COOLERS muestra las temperaturas de salida, las presione y flujos de los enfriadores de gases de las estaciones. También muestra las posiciones de la válvula y el estado de los motores del ventilador para cada una de las válvulas y motores del ventilador en el sistema de enfriadores de gas de la estación.

Figura 10 Captura de Pantalla Station Gas Coolers del (SCP)

3.1.7 Pantalla STATION FUEL GAS SKID. La pantalla STATION FUEL GAS SKID muestra las presiones, temperaturas y flujos de la plataforma de gas combustible de la estación. También se muestran las posiciones de las válvulas en la plataforma de gas combustible de la estación. Se muestran las condiciones de los filtros y el funcionamiento de los calentadores.

37

Figura 11 Captura de Pantalla Fuel Gas Skid del (SCP)

3.1.8 Pantalla STATION MAINTENANCE BYPASS. La pantalla STATION MAINTENANCE BYPASS muestra los componentes y el estado en que se encuentran las válvulas del by pass de la estación, los PLC que estén disponibles para la operación, que están dañados, o que están bajo mantenimiento.

Las opciones MAINT en pantalla permiten al operador poner fuera de operación estos elementos para el mantenimiento. Por supuesto, el técnico debe aislar el componente para su reparación, desenergizarlo y poner la correspondiente etiqueta candado.

Las opciones RESET en pantalla permiten al operador ordenar a cualquier de estos componentes entrar en línea para su uso.

38

Figura 12 Captura de Pantalla Station Maintance Bypass del (SCP)

3.1.9 Pantalla STATION CONTROLLERS La pantalla STATION CONTROLLERS muestra los puntos de ajuste para algunas funciones de la estación, tales como presión de succión, presión de descarga, y la temperatura de la descarga del gas de proceso. También muestra si el SCP está efectuando control sobre estas funciones o si cada computadora de control de la unidad está efectuando control. Se muestra el modo de control en el cual se encuentra la estación.

Figura 13 Captura de Pantalla Station Maintance Bypass del (SCP)

39

3.1.10 Pantalla MISCELLANEOUS En esta pantalla se muestra el sistema de servicio de agua y dentro de este los niveles de agua contenidos en la estación, el sistema de aire comprimido (presión, temperatura, descarga, estado de los secadores) y el estado de carga de las baterías.

Figura 14 Captura de Pantalla Station Maintance Bypass del (SCP)

3.1.11 Pantallas De Diagnóstico De La Estación La pantalla ALARM/SD muestra el último número de alarmas y paros. Para cada evento, la pantalla muestra el tiempo, el tipo de evento (alarma de paro), y el componente dañado.

Figura 15 Captura de Pantalla Event History del (SCP)

40

La pantalla ALARM/SD SUMMARY, así como la pantalla ALARM/SD HISTORY, muestran la mayoría de las alarmas y paros. Para cada acontecimiento, la pantalla muestra el tiempo, el tipo de evento (alarma o paro), y el componente dañado.

Esta pantalla también tiene una opción ACKNOWLEDGE y otra RESET. Pulse la primera opción de la pantalla para reconocer la alarma o el paro y para apagar la sirena de alarma.

Pulse la segunda opción para reajustar el circuito después de arreglar el problema que accionó la alarma o el paro.

Figura 16 Captura de Pantalla Alarm/ SD Summary del (SCP)

3.1.12 Pantallas del Controlador de Unidad Las pantallas anteriores muestran los estados de los sistemas de la estación y a continuación se muestran los controladores de cada unidad (de cada compresor), para ambas unidades son aplicables las mismas pantallas.

41

3.1.13 Pantalla UNIT OVERVIEW. La pantalla UNIT OVERVIEW muestra el estado de muchos componentes de la turbina de potencia, el generador de gas y el compresor centrífugo. Se muestra el ajuste de puntos y las condiciones actuales para la opción de la velocidad, temperatura y ajustes de presión. Se muestra el estado del motor (paro, funcionamiento, funcionamiento en orden OK, funcionamiento al máximo o modo de espera). Se proporciona información de las condiciones y ajustes de tiempos, sistema de sellos de gas, compresor centrífugo, turbina de potencia y generador de gas, gas combustible y válvulas. Note también cuáles controles se encuentran en la unidad (en marcha, en paro, en permiso para arranque, sin permiso).

Figura 16 Captura de Pantalla Unit Overview del (UCP).

3.1.14 Pantalla UNIT PERMISSIVES. La pantalla UNIT PERMISSIVE muestra si las unidades de turbina de potencia y compresor centrífugo de la instalación tienen permiso de iniciar el arranque. Nótense los valores reales y valores de ajuste de puntos de los tiempos y condiciones de control como potencia, velocidad, temperatura y presión. Nótese también cuales estados de control (en marcha, en paro, en permiso para arranque, sin permiso) de la unidad se encuentran.

42

Figura 17 Captura de Pantalla Unit Permissives del (UCP)

3.1.15 Pantalla Secuencia de Arranque (START SEQUENCE). La pantalla START SEQUENCE muestra donde inicia la secuencia de la Unidad compuesta por la Turbina de Potencia y el Compresor Centrífugo.

La pantalla muestra los valores del punto de ajuste reales de los tiempos y las condiciones de control como potencia, velocidad, temperatura, y presión. Muestra también para cada secuencia de arranque valores en tiempo real de cada uno de los parámetros. Muestra el estado del motor (paro, funcionamiento, funcionamiento en orden OK, funcionamiento al máximo o modo de espera).

La pantalla muestra el interruptor de ajustes y las posiciones de las válvulas (abiertas o cerradas). También se notan los estados de control (corriendo, en paro, en arranque, con permiso para arrancar, sin permiso) de la unidad.

43

Figura 18 Captura de Pantalla Start Sequence del (UCP)

3.1.16 Pantalla de la Vista Global del Generador de Gases (GG OVERVIEW). La pantalla GG OVERVIEW muestra el arranque, la vibración del generador de gas y de la turbina, la temperatura, y la lectura de velocidad.

Figura 19 Captura de Pantalla GG/PT Overview del (UCP)

44

3.1.17 Pantalla de Vista Global del Compresor (COMPRESSOR OVERVIEW) Esta pantalla muestra las lecturas de temperatura y vibración del compresor. Registra los valores del punto de ajuste y el actual de las condiciones de control como la potencia, velocidad, temperatura, y presión.

Figura 20 Captura de Pantalla Compressor Overview del (UCP)

3.1.18 Pantalla de Vista General del Gas de Sellos (SEAL GAS OVERVIEW). Esta pantalla muestra las lecturas de presión del sistema de gas de sellos del compresor. Registra los valores del punto de ajuste y el actual de las condiciones de control como potencia, velocidad, temperatura, y presión. Muestra las posiciones de la válvula.

Figura 21 Captura de Pantalla Seal Gas Overview del (UCP)

45

3.1.19 Pantalla De Vibración (VIBRATION). Esta pantalla muestra las lecturas de vibración para el generador de gas, la turbina de potencia, y el compresor. Para cada sensor, muestra la vibración actual con respecto a las condiciones de alarma y cierre.

Figura 22 Captura de Pantalla Vibration del (UCP)

3.1.20 Pantalla del Aceite Lubricante del GG (GG LUBE OIL). Muestra la presión y la temperatura para el sistema del aceite de lubricación del generador de gas. También muestra la temperatura y el nivel del aceite in el depósito de aceite lubricante del GG.

Contiene opciones en pantalla para elegir, ya sea la bomba para el aceite lubricante del GG No. 1 o la bomba para el aceite lubricante del GG No. 2, como la bomba en servicio. También contiene la opción de transferencia para la bomba de aceite lubricante del GG

Muestra el estado de los motores de la bomba de aceite lubricante del generador de gas (paro, estado para arranque para arranque, servicio o suplente). También muestra los estados de los motores del ventilador de enfriamiento del aceite de lubricación (paro, estado para

46

arranque para arranque) y los estados del calentador del depósito de aceite lubricante del generador de gas (arranque o paro).

Muestra las posiciones de la válvula (abierta y cerrada) y condiciones del interruptor.

Figura 23 Captura de Pantalla GG Lube Oil del (UCP)

3.1.21 Pantalla del Aceite Lubricante Principal (MAIN LUBE OIL). Muestra la presión y la temperatura del aceite lubricante principal que pertenece al sistema con el mismo nombre. También muestra la temperatura y el nivel del aceite dentro el depósito del aceite lubricante del GG, y la descarga en el nivel del tanque. Indica el estado de los motores de la bomba de aceite lubricante del generador de gas (paro, OK para el arranque, servicio o suplente). También muestra los estados de los motores del ventilador de enfriamiento del aceite de lubricación (paro, OK para arranque) y los estados del calentador del depósito de aceite lubricante del generador de gas (arranque o paro).

47

Figura 24 Captura de Pantalla Main Lube Oil del (UCP)

3.1.22 Pantalla de Diagrama de Aire (AIR DIAGRAM). En esta pantalla se muestra la temperatura, presión y humedad del aire que se necesita para la combustión del generador de gases.

Figura 25 Captura de Pantalla Air Diagram del (UCP)

48

3.1.23 Pantalla de la Válvula de Control de Surge (MIMIC). Muestra la presión y la temperatura del gas natural dentro y fuera del compresor. También muestra cuál es la condición de la válvula surge. La válvula surge abre sólo cuando hay más flujo de gas para proceso de lo que el compresor pueda comprimir a través de las tuberías. Hace esto para proteger el compresor de algún daño. Un exceso en la condición de la presión del gas disparará un cierre si es lo suficientemente grande.

Figura 26 Captura de Pantalla Valve Mimic del (UCP)

3.1.24 Pantalla del Gas Combustible (FUEL GAS) Indica la presión, temperatura y el flujo del gas combustible desde la base de preparación hasta el generador de gas. Muestra las condiciones del punto de ajuste y actual para las variables de presión, temperatura y velocidad.

49

Figura 27 Captura de Pantalla Fuel Gas del (UCP)

3.1.25 Pantalla del Monitor de Combustible (FUEL CONTROL IGNITION). Indica el estado de control del sistema de combustible. Muestra las condiciones de los puntos de ajuste y actual para las variables de velocidad, temperatura, y presión. Muestra la temperatura T1 del generador de gas, temperatura del combustible dentro del generador de gas, y tiempo de ignición.

Figura 28 Captura de Pantalla Fuel Monitor del (UCP)

50

3.1.26 Pantalla del Perfil del Gas de Combustión (EXHAUST GAS PROFILE). Indica la temperatura y el rango de temperatura de los gases de combustión de la turbina de potencia. Indica los puntos de ajuste de la alarma y cierre para la turbina como un todo y para cada uno de los sectores de la turbina. También muestra el estado (aceptable, alarma, cierre) de los sectores de la turbina.

Figura 29 Captura de Pantalla Fuel Monitor del (UCP)

3.2 Consideraciones Antes Del Arranque Antes de realizar cualquier actividad operativa dentro de turbocompresor se debe tomar en cuenta que TODOS y cada uno de los movimientos que se realicen con los instrumentos, controles, válvulas, botones, palancas, interruptores, etc., deben ser asentados en la bitácora de operación. Los movimientos y acciones operativas que se efectúen en la estación de compresión, así como la confirmación de enterados de los movimientos que hayan sido efectuados en el sistema de transporte, deben ser únicamente reportados y confirmados por el operador o su ayudante si lo requiere por razones de disponibilidad ya sea porque se encuentre ocupado el operador, o encontrándose en recorrido general a la instalación (sobre el área de proceso).

La conversación de todos los movimientos a través de la radio en frecuencia abierta, lleva la finalidad que los operadores, los ingenieros de turno, el personal de guardia (Técnico y 51

Normal), etc. o TODOS escuchen y queden como enterados de lo que sucede en el sistema, esta acción es estratégica debido a que la Estación de Compresión forma parte de una cadena productiva para el transporte por ducto.

3.3 Actividades Pre-Arranque 3.3.1 El operador de estación tiene que coordinarse con su ayudante para la realización de un recorrido dentro de la unidad a utilizar revisando que no existan objetos al interior de dicho equipo y que se encuentre bien cerrado.

3.3.2 Verificar y confirmar cuando se encuentre la estación de paso, presurizada que la posición de las válvulas principales de proceso como se describen en la figura 1 o de la descripción siguiente: 

La válvula GOV-5005 de succión principal de la estación abierta.



La válvula GOV-5008 de descarga principal de la estación abierta.



La válvula GOV-5009 del By-Pass Principal de estación abierta.



La válvula GOV-5006 Cargadora de Succión de estación cerrada



La válvula GOV-5011 Cargadora de descarga de estación cerrada



La válvula GOV-5001 de venteo de cabezal de succión de estación antes de filtros separadores gas de proceso de estación cerrada



La válvula GOV-5003 de venteo cabezal de succión después de filtros separadores de gas de proceso de estación cerrada.



La válvula GOV-5002 de venteo cabezal de descarga de estación cerrada.



La válvula GOV-5004 venteo línea de sistema gas de potencia actuadores de estación cerrada.



La válvula GOV-5010 igualadora de presión de gas proceso de estación cerrada.



La válvula GOV-5013 bypass cerrada y GOV-5012 descarga abierta. Del sistema de bahías de enfriamiento de gas de proceso de estación

3.3.3 Verificar en HMI y confirmar en campo que las válvulas GOV‟s de proceso hacia el sistema de gas combustible a turbocompresión (TC‟s) se encuentren de la siguiente: 52

 La válvula GOV-5007 gas combustible antes de filtros gas de proceso de estación cerrada.  La válvula GOV-5021 gas combustible después de filtros gas de proceso de estación abierta.  La válvula GOV-8113 veteo por línea 1 patín de acondicionamiento del sistema gas combustible a TC‟s cerrada.  La válvula GOV-8213 venteo de línea 2 del patín de acondicionamiento sistema gas combustible a TC‟s cerrada.

3.3.4 Alinear en su totalidad el sistema de aire comprimido (válvula de la entrada y válvula de la salida en TV-800,TV-801,DA-800A y DA-800B) ubicado en el cuarto de instrumentos.

3.3.5 Arrancar o poner en marcha uno de los equipos dinámicos auxiliares (compresores de aire GB-800A y GB-800B) para el suministro de aire de instrumentos hacia los sistemas de turbocompresión.

3.3.6 Realizar apertura de la válvula del drenado en tanque horizontal TH-600 durante un minuto para alojar sedimentos o líquidos del gas combustible a turbogeneración, y posteriormente ajustando la presión de dicho sistema a 9.84 kg/cm2.

3.3.7 Se alinea la válvula de una de las dos líneas a la entrada del patín de acondicionamiento turbogeneración, y posterior a esto, se alinea la válvula de aire de instrumentos que alimenta el segundo paso de regulación de dicho patín para que actúen los reguladores de presión que constituye ese mismo paso.

3.3.8 Se coloca en posición de AUTO la llave del Sistema de gas y fuego en TG-01 y TG-02.

3.3.9 Se habilita el patín de acondicionamiento

gas combustibles a Roll-Roys (RR):

alineando la entrada y de tal forma presurizando en una de las líneas del sistema (línea

53

1 o 2) e inmediatamente colocar el interruptor en ON de una de la resistencias calefactora del sistema que se requiera para el servicio. 3.3.10 Se realiza demanda de gas combustible a RR a través de las válvulas de venteos GOV5113 o GOV5213 (para la línea de suministro hacia TC-01 o TC-02 respectivamente) de forma manual para obtener una temperatura adecuada al sistema de gas combustible a RR mas pronta.

3.3.11 Se alinea la válvula de la entrada de aire de instrumentos a sello de aire para TC-01 o TC-02 según el caso de la unidad que se requiera operar.

3.3.12 Se realiza marcha o arranque de equipo dinámico de turbo generación (TG-01 o TG02) hasta observar que la secuencia de dicho arranque en el HMI que se ubica en UCP de mismo control de dicho equipo dinámico se encuentre en etapa de “Listo para carga”, acto seguido se procede a realizar la transferencia de energía eléctrica

3.3.13 Se lleva acabó la transferencia eléctrica a través de turbogeneración de forma manual (Cuando se encuentra fuera de servicio la TG, el sistema es abastecido por CFE).

3.3.14 Teniendo en cuenta satisfactorio el servicio de energía eléctrica a través de

turbo

generación hacia la estación o para el proceso, se realiza arranque de 3 bahías del paquete de enfriamiento del gas de proceso cualquiera que esté disponible según el caso de programa en mantenimiento presente, para el propósito de compensar la demanda de energía eléctrica del turbogenerador.

3.3.15 Considerando que se encuentra en servicio normal y operando el equipo dinámico auxiliar se procede a alinear la válvula de corte y cierre ½”ø de venteo de gas combustible a pie de máquina que se ubica en el encabinado del turbocompresor. Lado izquierdo del generador de gas.

3.3.16 Al culminar el periodo de calentamiento se procede a bloquear la válvula de venteo arriba descrita. 54

3.4 Secuencia De Arranque Normal De Unidad. La secuencia de arranque normal arrancara la unidad desde una condición de paro y venteada o desde una de paro y presurizada. La secuencia de arranque también podría ser interrumpida por un comando de paro antes de la detección de la flama. Una vez que la detección de la flama ha ocurrido el comando de paro normal será ignorado hasta en tanto no haya sido completado el periodo de calentamiento.

Para comenzar con un arranque del turbocompresor se debe recibir la orden por parte de Control SCADA México, el Jefe de Operación o el Jefe de Estación.

El arranque se sugiere se realice siempre a través del equipo de cómputo que integra el control por HMI para monitorear al equipo dinámico principal de la estación (Roll-Roys) y que constituye en sí el centro de trabajo ubicado en el cuarto de control principal de la Estación de Compresión.

Un comando de arranque podrá ser emitido durante una secuencia de paro normal previamente al corte de combustible. Un comando de arranque no iniciara una secuencia de arranque hasta que todos los permisivos de arranque no hayan sido alcanzados. Una vez que hayan sido alcanzados todos los permisivos de arranque y el comando de arranque haya sido emitido, ocurrirá la siguiente secuencia de eventos: 3.4.1 Se verifican permisivos de arranque para equipo dinámico de Roll-Roys (RR) a través del equipo de cómputo para control y monitoreo por HMI se encuentren normales, para tener que ver que se cuentan con permisivos de arranque para turbocompresión se coloca la pantalla de “UNIT PERSIVE”, esto se comprueba apareciendo en dicha pantalla con un recuadro de color verde, si el permisivo está ausente entonces el recuadro se observara de color rojo. Si existe un solo permisivo que no cumpla entonces no será posible iniciar la secuencia de arranque de la unidad.

55

3.4.2 Verificar ahora en la pantalla “Fuel Gas Skid” para cerciorarse que la temperatura de salida del patín acondicionamiento a RR es óptima o mayor del valor de alarma (25ºc) en la secuencia para el arranque del turbocompresor. 3.4.3 Colocar la pantalla

“START SECUENCE” para realizar el arranque oprimiendo el

comando que es el botón de color verde que se ubica en dicha pantalla, acto seguido realizar su confirmación de este.

3.4.4 Se anuncia la hora que se realiza el arranque del turbocompresor vía radio trunking frecuencia abierta para que se encuentren enterados en los lugares de Estación 7.Cempoala, COE Veracruz y en Control SCADA México. 3.4.5 Observar en la pantalla de Star Secuence” el trayecto de las etapas o pasos de la secuencia propiamente del arranque de la unidad a operar.

3.4.6 Serán emitidos los comandos de encendido de los sopladores de aire #1 y #2 de la cabina del G.G.

3.4.7 Antes de que se complete el tiempo de ventilación de la cabina del G.G., La presión diferencial de la cabina deberá ser mayor de 2” H2O (.00508 kg/cm2). Si hay falla en la prueba de ventilación de la cabina se detendrá la secuencia de arranque. Nota.- Se emitirá un USDL (paro de unidad asegurado) únicamente si no se satisface durante el paso 2 de la secuencia de arranque. Si baja de 2” H2O después del paso 2 de la secuencia de arranque, no se emitirá el USDL (paro de unidad asegurado). 3.4.8 Se verifican las indicaciones de encendido de los compresores de aire para el sistema de sellos para la cabina del G.G. Y se verifica que se inicializa el temporizador (timer 10 seg.)

56

3.4.9 La secuencia del sistema aceite lubricante lubricación posterior a un paro está en servicio, la secuencia de arranque procederá al próximo paso. 

Se emite el comando de arranque de la bomba de aceite de lubricación.



Se verifica la indicación de arranque de la bomba de aceite de lubricación y se inicializa el timer de falla-segura de la bomba de aceite de lubricación.

3.4.10 Antes que se complete el tiempo de falla-segura de la bomba de aceite de lubricación. El permisivo de la bomba de aceite de sellos deberá energizarse indicando que la presión es mayor de 1.4 kg/cm2.. Si hay falla en la prueba de la bomba de aceite de lubricación se detendrá la secuencia de arranque. Complementación exitosa de la prueba. Seguidamente, se da un tiempo de espera de 600 segundos para permitir que el compresor disipe la presión de aceite de lubricación.

3.4.11 Purga y presurización del compresor: Se emite el comando de apertura de la válvula de purga y presurización de la unidad (GOV-5112) y se confirma su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de la válvula se detendrá la secuencia. 

Comenzará a contar (30 segundos) el timer de purga del compresor.



Cuando se completa el tiempo de purga del compresor se emite el comando de cierre de la válvula de venteo de descarga del compresor (GOV-5116) y su posición confirmada. Si hay falla en la confirmación de la posición de la válvula se detendrá la secuencia.



Comenzará a contar 300 seg. (5 minutos) el timer de presurización del compresor.



Antes que finalice el tiempo de presurización del compresor, se debe energizar el permisivo de arranque de presión diferencial de la válvula de succión del compresor, indicando que la presión es menor de 1.406 kg/cm2. Si hay falla en la presurización del compresor se detendrá la secuencia.



Una vez confirmada la presurización del compresor la purga y presurización del compresor estará completa.

57

3.4.12 Alineación de válvulas del compresor para operación: 

Se emite el comando de apertura de la válvula de succión del compresor GOV-5111 y se confirma su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de la válvula se detendrá la secuencia.



Se emite el comando de cierre de la válvula de purga y presurización de la unidad GOV-5112 y se confirma su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de la válvula se detendrá la secuencia.



Se emite comando de apertura de la válvula de descarga del compresor GOV-5113 y se confirma su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de la válvula se detendrá la secuencia.



Se emite comando de arranque del control de la válvula de recirculación.

3.4.13 Arranque y prueba de la bomba primaria (de cebado) de aceite de lubricación del generador de gases. 

Se emite el comando de arranque de la bomba primaria de aceite de lubricación del G.G.



Se verifica que la indicación en el CCM de la bomba primaria de aceite de lubricación del G.G. este encendida. Si hay falla en la verificación de la indicación del CCM de la bomba primaria de lubricación del G.G. Se generara una alarma. Este tarda 30 seg.



Se verifica que el sistema de arranque esté listo para su operación este periodo dura 30 seg.

3.4.14 Verificación de la purga y presurización de la sección de gas combustible de la unidad. 

Si el sistema de gas combustible de la sección de la unidad esta presurizado mayor de 22.8 kg/cm2 y GOV-8111 se encuentra abierta, la secuencia de arranque procederá con el siguiente paso.

3.4.15 Operación del motor de arranque en baja velocidad: 

Se emite el comando de apertura de la válvula del arrancador de baja velocidad del motor de arranque. 58



Se inicializa el timer de falla-segura de arranque en baja velocidad (30 segundos).



Antes de expirar el timer de falla-segura de arranque en baja velocidad, la velocidad de la turbina debe alcanzar los 1 200 r.p.m. Si hay falla y no se alcanzan los 1 200 r.p.m. se detendrá la secuencia de arranque.

3.4.16 Operación del motor de arranque en alta velocidad: 

Se emite el comando de apertura de la válvula del arrancador de alta velocidad del motor de arranque.



Se inicializa el timer de falla-segura del arrancador en alta velocidad (25 segundos).



Antes de la expiración del timer de falla-segura del motor de arranque de alta velocidad, la velocidad de la turbina debe alcanzar 1 700 r.p.m. (velocidad de encendido). Si hay falla para alcanzar los 1 700 r.p.m. se detendrá la secuencia de arranque.

3.4.17 Turbina de potencia rodando: 

Se inicializa el timer de la turbina de potencia rodando (70 segundos).



Antes de la expiración del timer de la turbina de potencia rodando, la velocidad de la turbina de potencia debe de superar 500 r.p.m. Si hay falla al verificar que la turbina de potencia alcance las 500 r.p.m. se detendrá la secuencia de arranque.

3.4.18 Calentamiento. Existen 2 tipos de calentamiento el largo y el corto:

3.4.18.1

El largo se aplica cuando el equipo ha estado fuera de funcionamiento por

un periodo mayor a 30 minutos, por consiguiente el equipo se encuentra frio y necesita un calentamiento completo. Este calentamiento tiene una duración de 1800 segundos.

3.4.18.2

El corto se aplica cuando el equipo ha estado en funcionamiento

recientemente y no tiene más de 29 minutos fuera de funcionamiento, ya que el equipo se encuentra caliente y solo dura 300 segundos. 59

Al comenzar con el periodo de calentamiento se anuncia también por radio trunking frecuencia abierta a Estación 7.-Cempoala, COE Veracruz y en Control SCADA México de dicho inicio de calentamiento de la unidad de TC. 3.4.19 Al culminar la etapa de “Calentamiento”, se anunciará también por radio truncking frecuencia abierta, acto seguido se anuncia que se realizará aceleramiento de la de TC a mínimas esto se hace colocando la perilla o selector de “modo de velocidad” de “vacío” a la posición “manual” que integra al UCP de TC-01 o TC-02 para que se encuentre a una velocidad de 3460 a 3464 rpm en la TP (turbina de potencia).

3.4.20 Habilitación del control de surge: A la mínima velocidad de operación de la turbina de potencia se emite el comando de control de válvula de recirculación de unidad en operación y se libera el comando de control de válvula de recirculación de unidad en inicializado. Se habilita el control de surge de la válvula de recirculación de la unidad

3.4.21 En coordinación con Control SCADA México se realiza aceleramiento de la unidad ahora a velocidad de la TP a 3500 rpm observándose que se encuentre en ese instante el cierre del Surge hacia el 100%.

3.4.22 Se observa que la válvula By-Pass principal de la Estación Inicia el cierre cuando se obtiene una presión diferencial con respecto de la presión de descarga con la presión de succión de proceso (es mayor a 3 kg/cm2), casi inmediatamente, de no cerrar dicha válvula verificar inmediatamente la razón por el cual no actúa y cerrarla por lo tanto de forma control local.

3.4.23 El proceso de la compresión del gas debe estar con la unidad del turbocompresor a la velocidad determinada (regularmente la velocidad de la TC es de 3500 rpm por orden de Control SCADA México), recirculación cerrada al 100%. Considerándose así que la unidad de la turbocompresión se encuentra operando de forma normal y por lo tanto anunciando por radio trunking frecuencia abierta: “Estación Zapata Operando con (TC60

01 o TC-02) con velocidad TP a velocidad de 3500 rpm y con recirculación cerrada al 100% y el flujo transportado instantáneo”

Para realizar el control y manejo en la operación de la TC a través del UCP, se tiene que tener el selector de modo de control de la turbina en la posición de modo “local”.

3.5 En línea Una vez arrancado el turbocompresor estará en línea la estación. Son habilitados los controles de “presión de succión” de la unidad, “presión de descarga” de la unidad, y “temperatura de descarga” de la unidad. Los operadores, junto con su ayudante se harán cargo de tomar cada una de las lecturas con un máximo de cada hora. 

Temperatura de Aire Ambiente



Presión Barométrica o Atmosférica



Temperatura de Entrada de Aire



Velocidad del Compresor



Temperatura del Gas de Escape EGT



Presión de Aceite del Generador de Gas



Temperatura del Aceite del Generador de Gas



Presión de la Descarga del Compresor o PCD



Presión Hidráulica del Generador de Gas



Presión Diferencial del Filtro de Entrada



Amplitud de Vibración del Generador de Gas



Humedad Relativa



Presión Estática del Gas de Escape

3.6 Secuencia de Paro Normal. 3.6.1 Control SCADA México ordena realizar el paro normal de la TC y acto seguido se anuncia por radio trunking frecuencia abierta del evento a realizar.

61

3.6.2 La secuencia de paro normal cortara el gas a la turbina y al compresor de un modo controlado. La secuencia descargara al compresor, permitiendo un periodo de enfriamiento, cortara el gas de la turbina, y ejecutara la secuencia de lubricación posterior al paro. Después de 60 minutos (una hora venteara) el compresor. La secuencia de paro normal podría ser iniciada desde el sistema Scada, HMI, o desde el panel de control local de la unidad UCP. La secuencia de paro normal podría ser interrumpida en cualquier momento antes del corte de gas combustible, emitiendo un comando de arranque. Una vez iniciada, la siguiente secuencia de eventos se ejecutara:

1.- Inicio de paro normal: 

Se encenderá la lámpara indicadora de “paro normal” en el panel de control de la unidad UCP.



Se emite el comando de arranque de la misma

. 2.- Fuera de línea: 

Si la unidad esta en modo remoto/auto el control remoto del punto de ajuste de la velocidad será deshabilitado.



Si la unidad esta en modo local/auto los comandos de incrementar y disminuir velocidad desde el panel de control de la unidad UCP serán deshabilitados.



Los limitadores de presión de succión de la unidad, presión de descarga de la unidad y temperatura de descarga de la unidad serán deshabilitados.

3.- Disminución a mínima velocidad de la turbina de potencia: La velocidad de la turbina de potencia disminuirá hasta 2 800 r.p.m.

4.- Apertura de la válvula de recirculación: Se verifica nuevamente que se removió el comando del control de válvula de recirculación de unidad en operación y se emitió el comando de válvula de recirculación de unidad en arranque.

62

5.- Enfriamiento: Cuando la unidad alcanza la velocidad de vacío del G.G. Sé inicializara el timer de enfriamiento del G.G. 5 minutos (300 segundos).

6.- Corte de combustible: 

Cuando el tiempo de enfriamiento del G.G. esta completo, se emiten los comandos de cierre de las válvulas de corte de gas combustible.



La válvula de control de gas combustible se coloca en posición de 0 % de apertura (completamente cerrado).



Se verifica la posición de la válvula de control de gas combustible. Si hay falla en la verificación de la posición adecuada de la válvula de control de gas combustible en 0 % se anunciara como alarma.



Se elimina el comando de cierre de la válvula de venteo de la sección de gas combustible.

7.- Aislamiento del compresor. Cuando la velocidad de la turbina de potencia este por abajo de 100 r.p.m., se emite el comando de cierre de la válvula de succión del compresor (GOV-5111) y se emite el comando de cierre de la válvula de descarga del compresor (GOV-5113) confirmando su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de las válvulas se anunciara como alarma y se prevendrá la ejecución del ciclo de venteo del compresor. 

Se remueve el comando de arranque del control de la válvula de recirculación.



La posición de la válvula de recirculación se ajusta a 0 % (completamente cerrada).



Se verifica la posición de la válvula de recirculación. Si hay falla en la verificación de la posición a 0 % se anunciara como alarma y sé prevendrá la ejecución del ciclo de venteo del compresor.

8.- Inicialización de timers posteriores a la operación. 

Se inicia el timer de retardo de venteo del compresor (60 minutos).



Se inicia el timer de lubricación posterior a la operación del compresor (5 minutos). 63



Se inicia timer de ventilación posterior a la operación de la cabina de la unidad (10 minutos).

9.- Unidad disponible. Cuando la velocidad del G.G. cae por abajo de 270 r.p.m., se inicia el timer de detención del G.G. (60 segundos).

10.- Paro de los sopladores de aire de la cabina de unidad: 

Después de completar el timer de pos-ventilación serán emitidos los comandos de apagar los sopladores de enfriamiento # 1 y # 2 de la cabina de la turbina.



Se verificaran las indicaciones de apagado de los sopladores de enfriamiento # 1 y # 2 de la cabina de la turbina, para verificar que en el CCM se han apagado. Si hay falla en la verificación del apagado en el CCM se indicara como alarma.

11.- Expiración de timer de lubricación posterior a la operación. Al terminar el tiempo de lubricación posterior a la operación se emiten los comandos de apagar los ventiladores # 1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación. Si hay falla en la verificación del apagado en el CCM de los ventiladores #1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación se indicara como alarma.

12.- Venteo del compresor: Al terminar el tiempo de retardo del venteo del compresor (60 minutos), se emite el comando de apertura de la válvula de venteo de la descarga del compresor y se confirma su posición. Si hay falla en la verificación de la posición abierta de la válvula de venteo de la descarga del compresor se indicara como alarma. 

Se inicia el timer de venteo del compresor (60 segundos).

13.- Apagado de las bombas de lubricación y sellos: 

Al expirar los tiempos de lubricación posterior a la operación y venteo del compresor, y la presión del empaque del compresor menor de 0.5 kg/cm2 se emite el comando de apagar las bombas principales de lubricación y sello. 64



Se desarman las lógicas de las bombas alternativas y de emergencia de lubricación y sello.



Se deshabitan todas las alarmas y disparos asociados a las presiones de aceite de lubricación y sellos.

3.7 Movimientos Realizados Posteriores Al Paro Normal Del TC 3.7.1 Se saca de servicio el patín de acondicionamiento a RR colocando el interruptor de la resistencia calefactora (H101 y/o H201), bloqueando y despresurizando la línea.

3.7.2 Culminando totalmente la pos lubricación de la unidad se procede a realizar bloqueo de la válvula para suministro de aire de instrumentos a sello buffer al TC.

3.7.3 Se ponen en fuera de servicio las bahías de enfriamiento que están compensando el suministro de energía eléctrica a la estación antes de realizar el paro normal del TG que se encuentre operando.

3.7.4 Se ajusta la presión de suministro de gas combustible en tanque horizontal TH-600 a 9.84 kg/cm2.

3.7.5 Se realiza bloqueo de la válvula de salida del tanque vertical TV-800 para presurizar el sistema de aire comprimido que constituye los tanques de planta (TV-800) y de instrumentos (TV-801).

3.7.6 Se realiza paro normal del equipo dinámico auxiliar compresor de aire GB-800A o GB-800B, acto seguido se realiza el bloque de las válvulas de la entrada y las válvulas de la salida en TV-800A, TV-800B así como en las unidades de secado en DA-800A Y DA-800B

65

3.8 Paro de emergencia de Unidades Existen 2 paros de emergencia dentro de las unidades 

Paro de Emergencia de Unidad.



Paro Asegurado de la Unidad.

3.8.1 Paro de Emergencia de Unidad (UESD). El UESD dispara inmediatamente la turbina de gas, aísla al compresor de la línea de la estación, y ventea todas las líneas del compresor, gas combustible. El paro de emergencia de unidad se inicia bajo situaciones en las cuales no es seguro para el personal y/o los equipos continuar operando la unidad, y mantener la unidad presurizada podría crear condiciones peligrosas. El paro de emergencia de unidad podría ser iniciado por el plc de control de la estación. 

UESD por detección de fuego en la cabina del GG.



UESD por detección de fuego en el edificio del turbocompresor.



UESD por detección de gases combustibles en la cabina del GG.



UESD por detección de gases combustibles en el edificio del turbocompresor.

Cuando se detecta un UESD se inicia la secuencia de UESD. Esta tendrá prioridad sobre todas las otras secuencias y funciones. Cuando la secuencia se inicia, ocurrirá la siguiente secuencia de eventos:

1.- Inicio de UESD. Se detecta la condición de UESD. Las condiciones de “UESD”, “unidad parando” y “unidad en secuencia” se harán ciertas en el HMI, y la indicación de “en línea” se hará falsa. Se encenderá la lámpara indicadora de UESD en el panel de control de la unidad.

66

2.- Apertura de la válvula de recirculación: Se remueve el comando (FV-5114 B) de control de la válvula de recirculación de unidad en operación y se emite el comando (FV-5114 a) de válvula de recirculación de unidad en arranque.

3.- Corte de combustible: Se emiten los comandos de cierre de las válvulas de aislamiento de gas combustible y se emite el comando de apertura de la válvula de venteo de gas combustible. 

La válvula de control de gas combustible se coloca en la posición de 0% apertura.



Se verifica la posición de la válvula de control de gas combustible FCV-145. Si hay falla en la verificación de la posición adecuada de la válvula de control de gas combustible en 0 % se anunciara como alarma.



Se emite comando de cierre de la válvula de bloqueo de gas combustible en la sección de la unidad (GOV-8111) y su posición es verificada. Si hay falla en la verificación de la posición de la válvula iniciara un SESD requiriéndoselo a los otros plc.



Se remueve el comando de cierre de la válvula de venteo de gas combustible de la sección de la unidad y su posición es verificada. Si hay falla en la verificación de la posición de la válvula será alarmada.

4.- Aislamiento del compresor: Se emite el comando de cierre de la válvula de succión del compresor (GOV-5111) y se emite el comando de cierre de la válvula de descarga del compresor (GOV-5113) confirmando su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de las válvulas iniciara un requerimiento de SESD a todos los plc de la estación. La posición de la válvula de recirculación se ajusta a 0 %. Se verifica la posición de la válvula de recirculación. Si hay falla en la verificación de la posición a 0 % se anunciara como una alarma.

67

5.-Venteo del compresor: Se emite el comando de apertura de la válvula de venteo de la descarga del compresor (GOV5116) y se confirma su posición. Si hay falla en la verificación de la posición abierta de la válvula de venteo de la descarga del compresor se indicara como alarma. Se inicia el conteo del timer de venteo del compresor (60 segundos)

6.- Inicio de timers posteriores a la operación. 

Se inicia el timer de lubricación posterior a la operación (5 minutos).



Se inicia el timer de ventilación posterior a la operación (10 minutos).

7.- Apagado de la bomba de aceite de sellos. 

Al expirar los tiempos posteriores a la lubricación y venteo del compresor, y la presión del empaque del compresor menor de 0.5 kg/cm2, se emite el comando de apagar la bomba principal de aceite de sello.



Se desarma la lógica de la bomba alternativa de aceite de sello.



Se deshabilitan todas las alarmas y disparos asociados a las presiones de aceite de sellos.

8.- Paro de la ventilación a la cabina del G.G. 

Serán emitidos los comandos de apagar los sopladores # 1 y # 2 de la cabina del G.G.



Se verificaran las indicaciones de apagado de los sopladores # 1 y # 2 de la cabina del G.G. para verificar que se han apagado en el CCM. Si hay falla en la verificación de apagado en el CCM se indicara como alarma.

Nota.- Los sopladores de la cabina del G.G. son apagados inmediatamente en caso de fuego.

9.- espiración de timers posteriores a la operación. 

Al expirar el tiempo de lubricación posterior a la operación se emiten los comandos de apagar los ventiladores #1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación.



Se verifican las indicaciones de apagado de los ventiladores #1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación. Si hay falla en la verificación de apagado en el CCM de los

68

ventiladores # 1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación se indicara como alarma. Nota.- Los ventiladores de enfriamiento de aceite de lubricación son apagados inmediatamente en caso de fuego.

10.- Apagado de la bomba de lubricación: 

Al expirar los tiempos de lubricación posterior a la operación y de venteo del compresor, la bomba de aceite de sellos este apagada y la presión de empaque del compresor menor de 0.5 kg/cm2 se emite el comando de apagar la bomba principal de aceite de lubricación.



Se desarman las lógicas de las bombas alternativas y de emergencia de aceite de lubricación.



Se deshabilitan todas las alarmas y disparos asociados a las presiones de aceite de lubricación.

3.8.2 Paro Asegurado de la Unidad (USDL). El USDL dispara inmediatamente la turbina de gas; aísla al compresor de la línea de la estación. El USDL se inicia bajo situaciones en las cuales no es seguro para el personal y los equipos continuar operando la unidad, sin embargo manteniendo el compresor presurizado no crearía condiciones peligrosas. El USDL podría ser iniciado por el plc de control de la estación, el plc de seguridad o por el plc de las unidades. El USDL tiene segunda prioridad solo ante un UESD y tiene prioridad sobre todas las otras funciones incluyendo la operación manual de las válvulas. Si se emite un comando de paro normal antes que se alcance la velocidad de vacío del G.G., se emitirá un USDL.

Si el USDL se origina en el plc de control de la unidad, y la condición requiere que toda la estación sea parada, la unidad enviara un comando de USDL al plc de control de la estación, plc de seguridad y plc de la otra unidad. Este comando será enviado vía red de comunicación de datos de la estación, así como una señal de cableado directo. Si el USDL es originado en uno de los otros plc, entonces el plc de control de la unidad recibirá los comandos de la misma manera. 69

Todas las señales de USDL son enviadas al MMI vía red de comunicación de datos de la estación. Una primera señal es además enviada al MMI para permitir al operador determinar la causa del USDL. El USDL es adicionalmente anunciado en una lámpara indicadora en el OCP. La indicación se mantendrá encendida hasta tanto sea eliminada la causa del USDL y reiniciado.

Cuando se detecta un USDL se inicia la secuencia de USDL. Esta tendrá prioridad sobre todas las otras secuencias y funciones, excepto UESD. Cuando la secuencia se inicia, ocurrirá la secuencia de eventos:

1.- Inicio de USDL: 

Se detecta la condición de USDL.

 Se encenderá la lámpara indicadora de USDL en el panel de control de la unidad.

2.- Apertura de la válvula de recirculación: 

Se remueve el comando de control de la válvula de recirculación de unidad en operación y se emite el comando de válvula de recirculación de unidad en arranque.

3.- Corte de combustible: 

Se emiten los comandos de cierre de las válvulas de bloqueo de gas combustible y se emite el comando de apertura de la válvula de venteo de gas combustible.



La válvula de control de gas combustible se coloca en la posición de 0 % de apertura.



Se verifica la posición de la válvula de control de gas combustible. Si hay falla en la verificación de la posición adecuada de la válvula de control de gas combustible en 0 % se anunciara como alarma.

4.-Inicio de timers posteriores a la operación: 

Se inicia el timer de retardo de venteo del compresor (60 minutos).



Se inicia el timer de lubricación posterior a la operación (5 minutos).



Se inicia el timer de ventilación posterior a la operación (10 minutos).

70

5.- Aislamiento del compresor: 

Se emite el comando de cierre de la válvula de succión del compresor y se emite el comando de cierre de la válvula de descarga del compresor confirmando su posición. Si hay falla en la confirmación de la posición de las válvulas será anunciado como alarma.



La posición de la válvula de recirculación se ajusta a 0 %.



Se verifica la posición de la válvula de recirculación. Si hay falla en la verificación de la posición a 0 % se anunciara como alarma.

6.- Velocidad del G.G. menos de 100 r.p.m. 

Cuando la velocidad del G.G. cae por debajo de 100 r.p.m., se inicia el timer de detención del G.G. (60 segundos).



Cuando se completa el tiempo de detención del G.G., sé harán falsas las indicaciones de “unidad parando” y “unidad en secuencia” en el MMI.

7.- Paro de la ventilación a la cabina del G.G. 

Cuando se complete el tiempo de ventilación posterior a la operación serán emitidos los comandos de apagar los sopladores # 1 y # 2 de la cabina del G.G.



Se verifican las indicaciones de apagado de los sopladores # 1 y # 2 de la cabina del G.G. para verificar que el CCM se ha apagado. Si hay falla en la verificación de apagado en el CCM se indicara como alarma.

8.- expiración de timers posteriores a la operación. 

Al expirar el tiempo de lubricación posterior a la operación y verificar que el compresor ha sido venteado, se emiten los comandos de apagar los ventiladores # 1 y # 2 de aceite de lubricación.



Se verifican las indicaciones de apagado de los ventiladores # 1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación. Si hay falla en la verificación del apagado del CCM de los ventiladores # 1 y # 2 de enfriamiento de aceite de lubricación se indicara como alarma. 71

9.- Venteo del compresor: 

Al expirar el tiempo de retardo de venteo del compresor se emite el comando de apertura de la válvula de venteo de descarga del compresor y se confirma su posición. Si hay falla en la verificación de la posición abierta de la válvula de venteo de la descarga del compresor se indicara como alarma.



Se inicia el conteo del tiempo de venteo del compresor (60 segundos).

10.- Apagado de las bombas de lubricación y sellos: 

Al expirar los tiempos de lubricación posterior a la operación y de venteo del compresor, y la presión del empaque del compresor menor de 0.5 kg/cm 2, se emite el comando de apagar las bombas 1 o 2 de aceite de sello y lubricación.

72

Conclusión Se logró concluir con el manual de operación del turbocompresor Rolls Royce ubicado en la Estación de Compresión de Gas Natural Emiliano Zapata, con ello se cumple el objetivo general que se planteó en un principio.

Es muy importante comprender bien el funcionamiento del equipo y el proceso que se realiza dentro de la estación para obtener el mayor beneficio posible al utilizar el turbocompresor, y tener una idea clara de lo que se está haciendo.

Hay que aclarar que este manual se elaboró como apoyo al momento de operar el turbocompresor, debido a los malos manejos de algunos operadores siendo esta estación relativamente nueva, es por ello, que se aboco a la tarea de hacer este trabajo que será de mucha utilidad para todas aquellas personas que operen la estación de compresión Emiliano Zapata y este material también servirá quienes deseen saber más sobre el proceso que se lleva a cabo dentro de una estación de compresión de gas.

También es importante señalar y recomendar que a los operadores se les dé una capacitación completa, sobre los todos sistemas con los que manejan y se les proporcione de más material de apoyo ya que la información es mucha para la operación de todos los equipos.

Dentro de la experiencia vivida durante este proyecto puedo decir que es de gran ayuda para mi experiencia laboral y formación como ingeniero, ya que se aprende de la industria, de los procesos, de la formación de equipos multidisciplinarios para un fin en común.

73

Referencias Bibliográficas 

LEE, A.J. Y WAHTTENBERGER, R.A. (1996). GAS RESERVOIR ENGINEERING. TEXAS: SPE TEXTBOOK SERIES



POLO ENCINAS, MANUEL (1975) TURBOMÁQUINAS HIDRÁULICAS. MEXICO: EDITORIAL LIMUSA

Documentos de Referencia  FILOSOFÍA DE OPERACIÓN DE LA ESTACIÓN DE COMPRESIÓN DE GAS EMILIANO ZAPATA



NRF-011-PEMEX-2002 SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE ALARMA POR DETECCIÓN DE FUEGO Y/O ATMÓSFERAS RIESGOSAS SAAFAR.



NOM-007-SECRE-2010 TRANSPORTE DE GAS NATURAL.



HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD PARA SUSTANCIAS QUÍMICAS, GAS NATURAL, PEMEX, 2000



MORENO AGUILAR, MEMORIA DESCRIPTIVA PROYECTO E.C.E.Z., PEMEX, 2005



BITÁCORA DE OPERACIÓN

74

Glosario ASME: Por sus siglas en ingles es la American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). CCM: Por sus siglas significa Centro de Control de Motores. CFE: Comisión Federal de Electricidad. COA: Condiciones Operativas Anormales. COE: Por sus siglas es para Pemex se utiliza para el Centro de Operación de Emergencias. DA: Por sus siglas en ingles es Dryer Air, en español Secador de Aire. D.N.: Son las siglas de Diámetro Nominal. ECEZ: Siglas de Estación de Compresión Emiliano Zapata. FCV: Siglas en ingles de Flow Control Valve, que significa Válvula de Control de Flujo. GG: Siglas de Generador de Gases. GN: Siglas de Gas Natural. GOV: Siglas en ingles de Gas Operater Valve, son las Válvulas Operadas por Gas con actuadores hidro-neumáticos. HMI: Es un sistema de control de operación y adquisición de datos (SCADA), y que sus siglas significan “Hombre Maquina Interface‟‟. HP: Siglas del término inglés horse power, significa Caballos de Fuerza KVA: Kilovoltios-Amperios MMPCD: Siglas de Miles de Miles de Pies Cúbicos Diarios que es igual a un Millon de Pies Cúbicos Diarios N m3/h: La N se refiere a condiciones Normales de presión y temperatura (1 atm y 0°C) OCP: Por sus siglas en ingles Operator Control Panel, (Panel de Control de Operación) 75

PGPB: Organismo subsidiario de Pemex que se refiere a PEMEX Gas y Petroquímica Básica. PLC: Por sus siglas en inglés programmable logic controller, (significa Control Lógico Programable) RPM: Siglas de Revoluciones Por Minuto. SAAFAR: Siglas del Sistema Automático de Alarma por Detección de Fuego y/o por Atmósferas Riesgosas SCADA: Acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) es un sistema que supervisa y monitorea a distancia procesos industriales. SCP: Por sus siglas en ingles Station Control Panel, Panel de Control de la Estación SD: Abreviatura en ingles Shut Down, que significa Cierre o Paro SESD: Por sus siglas en inglés: Station Emergency Shut Down, Paro de Emergencia de Estación. TC: Abreviatura de Turbocompresor. TDD: Siglas de Trampa Doble de Diablo. TED: Siglas de Trampa de Envió de Diablo. TH: Siglas de Tanque Horizontal. TP: Siglas de Turbina de Potencia. TRD: Trampa de Recibo de Diablo. TV: Tanque Vertical. UCP: Por sus siglas en ingles Unit Control Panel. UESD: Por sus siglas en inglés: United Estation Shut Down, Paro de Emergencia de Unidad USDL: Por sus siglas en inglés, United shut Down Locket, Paro de Unidad asegurado. 76