Compresión de gas amargo

EXPLORACIÓNYPRODUCCIÓN
COMPRESION DE GAS NATURAL
INTRODUCCIÓN
Por medio de la explotación de los mantos petrolíferos ubicados en la Sonda de Campeche, los hidrocarburos
se obtienen mezclados en dos fases (Líquido - Gas) en los equipos superficiales. Para poder incrementar la
energía que nos permita recolectar y transportar estos fluidos a los centros de distribución, comercialización, y
procesamiento, es necesario separar las fases, manejando los líquidos con equipo de bombeo y el gas con
equipo de compresión.
Para el aprovechamiento integral del gas amargo, es necesario contar con instalaciones de compresión que
cumplan con las normas de seguridad, códigos y estándares de ingeniería vigentes y con todo el equipo auxiliar
(acondicionamiento de gas combustible, generación eléctrica, tratamiento de aguas ácidas, etc.), que permitan
operar la instalación de una manera autónoma, eficiente y continua, evitando el envío a la atmósfera de este
gas con un alto contenido de ácido sulfhídrico, que contamina el entorno ecológico.
Siendo Cantarell el proyecto más importante que PEP ha emprendido en los últimos 20 años, cuyo objetivo es
asegurar la recuperación de reservas del yacimiento que de acuerdo a la última actualización contiene el 32%
de las reservas del país, es necesario darle un mejor manejo y distribución del gas que se ocupa tanto para
servicios internos de las plataformas como para su venta.
Para manejar los volúmenes de gas amargo producido en la Sonda de Campeche, se tiene en operación desde
el año de 1981, módulos de compresión tipo paquete, que proporcionan la energía necesaria para transportar el
gas a los complejos petroquímicos para su optimo aprovechamiento.
El gas amargo de alta presión (76 Kg/cm2
) de los Centros de Proceso se envía a la estación de recomprensión
en Atasta, para que posteriormente se envíe a los Centros Petroquímicos.

SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS AMARGO
INTRODUCCIÓN
El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación está constituido por metano con
proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de
contaminantes diversos. Representa aproximadamente el 47 % de los combustibles utilizados en el país y el 72
% de nuestra petroquímica se deriva del metano y etano contenido en el gas, de ahí la importancia de este
recurso como energético y como petroquímico. En el siguiente esquema se representa los derivados del gas
natural y del petróleo crudo.
Cadena productiva de PEMEX
CONOCIMIENTO INTEGRAL DE LOS DIFERENTES PROCESOS
El Centro de Proceso recibe de las diversas plataformas de explotación (plataformas periféricas) y
complejos de producción, aceite y gas separado por medio de oleoductos y gasoductos respectivamente, así
como mezclas de hidrocarburos por medio de oleogasoductos, las cuales es necesario separarlas y procesarlas
para su comercialización y enviarlas a las plantas de procesos en tierra. Estas líneas llegan a las diferentes
plataformas que conforman el Centro de Proceso. El sistema de Procesamiento esta divida en dos secciones
operativas: Producción de Aceite y Producción de Gas.

El Departamento de Operación de Producción Aceite se encarga del manejo de las plataformas de
producción para separar el aceite y enviarlo a través de turbobombas hacia las terminales marítimas de Cayo
Arcas y Dos Bocas (vía plataforma de rebombeo), para su comercialización.
El Departamento de Operación Gas, se encarga del manejo de las plataformas de compresión el segundo
nivel de la plataforma de Perforación, en donde se acondiciona el gas y se recomprime para su envío a
comercialización vía Atasta Campeche, Ciudad Pemex Tabasco y Cactus Chiapas, y a futuro inyección de gas
al Yacimiento.
Existen redes de recolección de hidrocarburos de Gas, Aceite y Mezcla de Hidrocarburos en la Sonda de
Campeche.
Los procesos utilizados para el acondicionamiento, manejo y distribución del gas amargo en los complejos
de producción en la zona marina son los siguientes:
 Sistema de Separación Aceite-Gas
 Sistema de Compresión
 Proceso de Deshidratación de Gas
 Proceso de Endulzamiento de Gas
Sección de Compresión
La función de la sección de compresión es la de elevar la presión del gas amargo procedente de la
plataforma de producción, con el fin de hacer posible su transporte hacia tierra. Para ello, consta con los
módulos de compresión. Los módulos están constituidos por dos compresores. El primero tiene la función de
comprimir el gas procedente del rectificador de baja presión y descargarlo a la succión del segundo compresor,
en el segundo compresor se comprime el gas procedente del rectificador de alta presión de la plataforma de
producción.
Sección de Deshidratación
La sección de deshidratación tiene la función de eliminar el agua presente en el gas amargo procedente de
compresión, con el fin de acondicionarlo para su envío a tierra. La eliminación del agua es necesaria para evitar
la corrosión y la formación de hidratos en la tubería de transporte a tierra.
Sección de Endulzamiento
Esta sección tiene como finalidad la de eliminar los compuestos ácidos (H2S, CO2) presentes en el gas, con
el propósito de adecuarlo para su uso como combustible en los diferentes equipos de la plataforma.
El proceso del gas amargo en la Zona Marina parte de la separación de la mezcla de Aceite-Gas
proveniente de los yacimientos, una vez obtenida la separación del gas, debido a bajas presiones en su
obtención es necesario comprimirlo con la finalidad de incrementar la energía necesaria para transportarlo hacia
los centros de procesamiento y distribución del mismo.
En la zona marina parte de este gas obtenido es aprovechado endulzándolo para utilizarlo como
combustible en los equipos que intervienen dentro del proceso y como Bombeo Neumático para la inyección de
pozos (Figura No. 1).

Figura No. 1. Esquema general del proceso de distribución de gas
Después de que el gas es comprimido es necesario la deshidratación para prevenir la formación de
hidratos que pudiesen obstruir los ductos, fenómeno que normalmente no se presenta en México aunque en la
Región Norte mencionan que en el invierno el gas si se enfría a 15.5°C (60ºF) o menos y se forman hidratos, la
solución es calentar o deshidratar el gas.
La recuperación de licuables de una corriente de gas se hace por enfriamiento. Los gasoductos deben
operar a alta presión para reducir el diámetro de la tubería y también para transportar el gas en fase densa y
prevenir la formación de condensados y los problemas de flujo.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE COMPRESIÓN
El sistema de compresión consta de 4 etapas, las cuales son las siguientes:
 Recuperadores de Vapor (Saturnos, Axis, etc.)
 Compresión de gas de baja presión Booster (Centauros, Mars 90, etc)
 Compresión de gas de alta presión Módulos (LM 2500, Mars 100).
 Compresión de gas de inyección (Taurus)
RECUPERACIÓN DE VAPORES
El gas amargo proveniente de los rectificadores de segunda etapa de las baterías de separación entran a
un cabezal de succión de los recuperadores de vapor a una presión de 0.7 a 1.0 kg/cm2
y a una temperatura de
50°C, la corriente de gas entra a un filtro separador el cual se encarga de separar los condensados de la
corriente de gas, el gas limpio entra a un turbocompresor Recuperador de Vapor (Saturno, Axis, etc.) en donde
el gas es comprimido a 3 kg/cm2
para que posteriormente sea enviado al cabezal de succión de los
Separación Compresión
Deshidratación
Endulzamiento
Gas Endulzado
Mezcla Gas Aceite Gas Separado
Aceite Separado a
Bombeo
Manejo de
Condensados
Gas comprimido
Recompresión
Gas Deshidratado A centros de
distribución
Gas Combustible

turbocompresores booster. Cabe mencionar que la compresión en estos equipos se realiza en una sola etapa
de 1 a 3 kg/cm2
.
EQUIPOS DE COMPRESIÓN RECUPERADORES DE VAPOR DE LA R.M.N.E
RECUPERADORES DE VAPOR
PLATAFORMA CAPACIDAD POR EQUIPO MMPCSD
CANTIDAD POR
PLATAFORMA
CAPACIDAD TOTAL MMPCSD
AKAL-C 4 10 3 30
AKAL-J4 10 3 30
NOHOCH-A 8 2 16
COMPRESIÓN DE GAS DE BAJA PRESIÓN (BOOSTER)
El gas amargo proveniente de los separadores remotos ubicados en las plataformas satélites y de los
rectificadores de la primera etapa de las baterías de separación entran a un cabezal de succión de los
turbocompresores booster a una presión de 2 a 3 kg/cm2
y a una temperatura de 50°C, esta corriente de gas
entra a un filtro separador, el cual se encarga de separar los condensados de la corriente de gas, el gas limpio
entra a un turbocompresor Booster (Centuro, Mars 90) en donde el gas es comprimido a 8 kg/cm2
debido a este
proceso de compresión el gas aumenta su temperatura de 50°C a 120°C, y el diseño establecido de la
temperatura para que este gas pueda ser nuevamente comprimido no debe de ser mayor a los 50°C, por lo que
es necesario enfriar el gas, el cambio de temperatura ocasiona que se formen condensados, los cuales son
recuperados en un separador de descarga para que posteriormente sea enviado al cabezal de succión de los
turbocompresores de alta presión.
Cabe mencionar que la compresión en estos equipos se realiza en una sola etapa de 3 a 8 kg/cm2
actualmente en la plataforma de compresión Akal-C6 se cuenta con equipos de dos compresores en paralelo
movidos por la misma turbina (Mars 90).
Los condensados que se separan son enviados hacia un separador trifásico en donde el gas es enviado a
hacia la succión de los recuperadores de vapor, los condensados se van hacia las baterías de separación y el
agua ácida es enviada a la planta de tratamiento de aguas ácidas en donde es tratada y luego se tira al mar con
las normas especificadas de calidad.
EQUIPOS DE COMPRESIÓN BOOSTER DE LA R.M.NE.
BOOSTER
CANTIDAD POR
PLATAFORMA
AKAL-C PERF 45 3 135
AKAL-C6 110 2 220
AKAL-JPERF 45 3 135
AKAL-JPERF 60 2 120
AKAL-J3 60 3 180
NH-A ENL 55 5 275

AKAL-N 60 3 180
AKAL-GC 90 3 270
COMPRESIÓN DE GAS DE ALTA PRESIÓN (MÓDULOS)
El gas proveniente de la descarga de los equipos de compresión booster entran a un cabezal de succión de
los turbocompresores de alta presión (Módulos) a una presión de entre 7 y 8 kg/cm2
en donde el gas es
comprimido a una presión de 70 a 80 kg/cm2
para que el gas pueda llegar a la Estación de Recompresión de
Atasta para su envío final a las plantas de Cd. PEMEX.
El proceso de compresión inicia cuando el gas entra a un filtro separador de succión con una presión de
entre 7 y 8 kg/cm2
y con una temperatura de 45°C el cual se encarga de separar los condensados de la
corriente de gas, posteriormente este gas entra a la succión del primer compresor (primera etapa),
comprimiéndose a 33 kg/cm2
y aumentando su temperatura a 126°C por lo que es necesario enfriarlo a través
de unos enfriadores llamados soloaires, bajando su temperatura a 45°C, debido a este cambio de temperatura
se forman condensados los cuales se recuperan en un separador de presión intermedia y el gas pasa a la
succión del segundo compresor (segunda etapa) comprimiendo el gas hasta una presión de 80 kg/cm2
y una
temperatura de 120°C, repitiéndose el proceso de enfriamiento bajando su temperatura a 50°C, por lo que es
necesario separar los condensados en un separador de alta presión, para que posteriormente el gas sea
enviado hacia la Estación de Recompresión de Atasta vía Nohoch-A.
EQUIPOS DE COMPRESIÓN DE ALTA PRESIÓN DE LA R.M.NE.
MÓDULOS DE ALTA PRESIÓN
CANTIDAD POR
PLATAFORMA
AKAL-C 4 120 4 480
AKAL-C6 70 4 280
AKAL-J4 120 4 480
AKAL-GC 90 3 270
COMPRESIÓN DE GAS DE INYECCIÓN (Taurus)
El gas proveniente de la descarga de Módulos alta presión cuando este gas no puede ser procesado se
envían a un cabezal de succión de los turbocompresores de Inyección (Taurus) a una presión de entre 70 y 76
kg/cm2
en donde el gas es comprimido a una presión de 110 a 115 kg/cm2
para que el gas pueda ser inyectado
al yacimiento y así evitar la quema de gas y la contaminación del medio ambiente.
El proceso de compresión inicia cuando el gas entra a un filtro separador de succión con una presión de
entre 70 y 76 kg/cm2
y con una temperatura de 50°C el cual se encarga de separar los condensados de la
corriente de gas, posteriormente este gas entra a la succión del compresor, comprimiéndose a 115 kg/cm2
y
aumentando su temperatura a 126°C por lo que es necesario enfriarlo a través de unos enfriadores llamados
soloaires, bajando su temperatura a 55°C, debido a este cambio de temperatura se forman condensados los
cuales se recuperan en un separador de alta presión, para que posteriormente el gas sea enviado hacia la
plataforma de inyección.

EQUIPOS DE COMPRESIÓN DE INYECCIÓN DE GAS AL YACIMIENTO.
COMPRESORES DE INYECCIÓN
CANTIDAD POR
PLATAFORMA
AKAL-C PERFORACIÓN 150 3 450
El los siguientes diagramas de flujo se indica el manejo de gas y condensado de la R.M.NE

DESCRIPCIÓN DE LOS MÓDULOS DE COMPRESIÓN
OBJETIVO DE LA PLATAFORMA DE COMPRESIÓN
El objetivo de una plataforma de compresión es proporcionar la energía necesaria al flujo de gas que
proviene de la separación de la mezcla gas-aceite, para poder enviarlo a los centros de distribución y
procesamiento.
La razón por la cual se comprime un gas es para elevarlo de un nivel de energía a otro de mayor valor
mediante el “trabajo ejercido” sobre el fluido por medio de un compresor. El nivel incrementado de energía se
refleja en una presión elevada del gas, y conjuntamente una mayor temperatura, esta dependerá del equipo
instalado que se utilizará para intercambiar la energía adquirida por el gas con un agente ajeno de enfriamiento.
ACONDICIONAMIENTO DE GAS
1. Función y objetivo de los equipos de acondicionamiento.
Es la de separar las fases gas-agua-aceite, asociados en la formación de los mantos de hidrocarburos y
producidos por el cambio de las variables en el proceso.
2. Conocimiento de las líneas de proceso dentro y fuera de la plataforma.
Las corrientes de gas de proceso, llegan a la plataforma a través de dos líneas, de baja y alta presión, la
corriente de baja presión llega al slug catcher FA 4206 de baja presión donde son separados los líquidos
arrastrados de producción, en el cual el gas se envía a un separador ciclónico de baja presión donde se
eliminan las trazas de liquido presente en el gas, los líquidos son enviados al tanque de desfogue de baja
presión.
La corriente de alta llega a los slug catcher 4205 A/B/C separando el gas y líquidos, el gas se envía la
succión de módulos de compresión y los líquidos separados en el slug catcher de alta pueden ser enviados al
separador trifásico FA 4210, donde el gas es retornado a la salida del slug catcher de baja y los líquidos a la
planta tratadora de aguas amarga-aceitosas o al tanque de desfogue de baja presión, donde el gas es enviado
al quemador y los líquidos retornados a baterías
En el separador trifásico FA 4210, se obtiene gas, agua y aceite.

3. TURBOCOMPRESOR DE GAS AMARGO
INTRODUCCIÓN
3.1. TURBOCOMPRESORES DE GAS AMARGO
3.2. COMPRESORES CENTRÍFUGOS
El siguiente trabajo muestra los fundamentos de operación de un compresor centrífugo.
Teniendo en cuenta que por compresor se entiende como un equipo mecánico que reduce el volumen
ocupado por un gas a través de cierta presión ejercida sobre él.
Esta presión se obtiene mediante un trabajo mecánico que reciben los elementos que componen el
compresor, para así dar cumplimiento a su funcionamiento.
3.2.1. DEFINICIÓN DE UN COMPRESOR CENTRÍFUGO
Los compresores son máquinas que se utilizan para elevar la presión de los gases a un valor mayor que la
presión atmosférica. Se clasifican en: Dinámicos y de Desplazamiento Positivo.
En los compresores dinámicos se obliga al gas a circular a través de la máquina, por la acción de las
paletas rotativas que le adicionan energía cinética.
Los compresores de Desplazamiento Positivo comprenden todas las máquinas que funcionan absorbiendo
una cantidad de gas en un espacio cerrado, dentro del cual reducen su volumen y aumenta su presión.
3.2.2. PRINCIPIOS BÁSICOS DE OPERACIÓN DE UN COMPRESOR CENTRÍFUGO
El compresor centrífugo es una máquina que tiene como función principal, la de transformar energía
mecánica en energía cinética transmitida por el impulsor al fluido de trabajo. El aumento de presión en el gas,
se realiza mediante un cambio de velocidad en los difusores, los cuales convierten la energía de velocidad a
energía de presión. El aumento de presión en el gas, se realiza por el cambio de la velocidad en el gas, los
difusores convierten la energía de velocidad a energía de presión.
Alrededor de las dos terceras partes de la elevación de presión tiene lugar en el impulsor y la tercera parte
restante tiene lugar en el proceso de la difusión (ver figura 1).

Figura 1. Principio de operación de un compresor centrifugo
El impulsor es el único medio de que se dispone para suministrar energía al gas y todo el trabajo que se
hace a éste elemento, la carga teórica de un impulsor centrífugo se obtiene aplicando el principio del impulsor
angular, adquiriendo a la masa del fluido que atraviesa los pasajes del impulsor. La ley básica del impulso es: la
fuerza que se ejerce sobre o por una partícula de un fluido, debe ser igual a su cambio del impulso adquirido
que es igual a la masa multiplicada por la velocidad por segundo. Este principio se aplica a las condiciones de
entrada y salida de un fluido que no produce pérdidas de fricción en un impulso con aspas.
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN COMPRESOR CENTRÍFUGO
Un tipo específico de compresor dinámico llamado compresor centrífugo o radial agrega energía a un gas
un impulsor giratorio (Figuras B y C) toma moléculas de gas las lleva al ojillo del impulsor y a través de la acción
centrífuga, incrementa la velocidad y presión del gas, junto con las aspas del impulsor, a medida que se aleja
más del centro y las lleva hacia el reborde exterior. Las aspas del impulsor también actúan como las alas de un

avión para generar una fuerza de elevación aerodinámica en el gas. Esta fuerza de elevación eleva las
moléculas de gas desde un área de presión baja (el ojillo) hasta un área de alta presión (el reborde exterior) del
impulsor. A medida que cada molécula de gas se mueve desde el ojillo hasta el reborde exterior, se crea una
succión en el ojillo que se debe a la mayor velocidad de las moléculas de gas que provocan una disminución en
la presión en el ojillo.
La fuerza centrífuga y la fuerza de elevación se combinan en el impulsor para dar a las moléculas de gas
dos componentes de velocidad (radial y tangencial), a medida que salen del impulsor. La velocidad radial es la
velocidad de las moléculas de gas que se mueven hacia fuera desde el centro del impulsor al reborde exterior, y
la velocidad tangencial es la velocidad de las moléculas de gas en el ángulo derecho a la velocidad radial y en
la misma dirección rotacional que el reborde exterior. La combinación, o el resultado de los dos vectores de
velocidad incrementa la energía cinética (energía de movimiento) de las moléculas de gas.
A medida que el gas sale del impulsor, entra a un área divergente llamada difusor (Figura D). El área del
difusor incrementa a medida que el flujo del gas viaja hacia el espiral y la velocidad del gas se convierte a
presión (principio de Bernoulli). A medida que la velocidad diminuye más, la energía cinética (energía de
movimiento) se convierte en energía potencial (energía de posición) y produce la presión de descarga final en el
puerto de descarga. En resumen, la operación de un compresor centrífugo sencillo es de la siguiente forma:
1) Las moléculas de gas entran al ojillo del impulsor, permitiendo que haya un área de baja presión
creada por el movimiento radial del impulsor (Figuras B y C).
2) El impulsor imparte tanto fuerza centrífuga como fuerza de elevación a las moléculas de gas,
debida al diseño del aspa del impulsor, e incrementa tanto la presión de la molécula de gas como
la velocidad, incrementando así la energía cinética de las moléculas de gas (Figuras B y C).
3) Las moléculas de gas a alta velocidad salen del reborde exterior del impulsor y entran en el
difusor, donde el área divergente del difusor causa que la velocidad de la molécula de gas
disminuya y que la presión incremente (Figura D).
4) A medida que la energía cinética disminuye, debido a la disminución de velocidad, la energía
potencial incrementa, debido al incremento de presión y se representa por la presión de
descarga del compresor.
OPERACIÓN DEL COMPRESOR CENTRÍFUGO EN ETAPAS MÚLTIPLES
La Figura 2 muestra un modelo sencillo de un compresor centrífugo de etapas múltiples con cuatro etapas
de compresión. Un compresor de etapas múltiples es un conjunto de compresores sencillos pegados a un eje
común y encerrados en un cuerpo común, de modo tal que la descarga de una etapa del compresor es la
succión de la siguiente etapa del compresor.
En esta configuración, la presión de descarga final de un compresor de etapas múltiples es más alta que la
capacidad de presión de descarga de cualquiera de etapa sencilla. La compresión de etapa múltiple también
puede lograrse mediante varios compresores separados entubados en serie, en los que la presión de descarga
de un compresor completo es la entrada a otro compresor completo.
El flujo de gas que aparece en la Figura 1 entra en la tobera de entrada del compresor de etapas múltiples
que tiene un área convergente. Esta área convergente causa una caída de presión y un incremento de

velocidad a las moléculas de gas en el ojillo del impulsor (principio de Bernoulli). El impulsor de primera etapa,
a través de la fuerza centrífuga y aerodinámica, incrementa la velocidad del gas a través del impulsor de
primera etapa y el gas es descargado en el área difusora divergente. El área difusora es definida por la caja del
compresor y por el diafragma de primera etapa. El diafragma separa el impulsor de primera etapa del impulsor
de segunda etapa y forma la trayectoria hacia el difusor de la primera etapa.
Figura 2. Compresor de etapas múltiples
En el difusor de la primera etapa, la velocidad del gas es convertida parcialmente a presión de gas y el flujo
del gas entra al ojillo de succión del impulsor de segunda etapa. El impulsor de segunda etapa, una vez más,
incrementa la velocidad del gas y descarga en el difusor de segunda etapa, que está construido igual que el
difusor de la primera etapa (caja y diafragma). En el difusor de segunda etapa, la velocidad del gas es
convertida parcialmente a presión y pasa a ser el gas de entrada para el impulsor de tercera etapa. Este
proceso de compresión de etapa continúa a través de las etapas restantes del compresor de etapa múltiple, y
con cada etapa incrementa la presión de entrada del gas a la siguiente etapa.
En la descarga del impulsor de última etapa, el gas entra a una tobera de descarga divergente que está
pegada a la tubería del sistema. En la tobera de descarga divergente, la velocidad del gas disminuye aún más
y la presión del gas aumenta. La velocidad y la presión en la brida de salida de la tobera de descarga es la
velocidad final del gas comprimido y la presión del compresor de etapa múltiple.

3.2.3. COMPONENTES DEL COMPRESOR CENTRÍFUGO DE ETAPA MÚLTIPLE
CARCAZA
La caja del compresor centrífugo de etapa múltiple cubre el ciclo de compresión del gas y contiene el
ensamble del rotor (eje e impulsores), diafragmas, difusores y sellos de eje. Hay dos diseños de caja para el
compresor centrífugo de etapa múltiple: el dividido horizontalmente y el dividido verticalmente.
La caja dividida horizontalmente (Fig. A) tiene su ensamble de dos piezas atornillado en una unión
horizontal para formar una cubierta hermética con gas. Este diseño tiene la ventaja de permitir sacar fácilmente
los componentes internos, pero tiene la desventaja de presentar fugas en la junta horizontal en presiones de
compresión de más de 400 psi.
La caja dividida verticalmente (Fig. B) tiene una o dos cubiertas verticales de caja removibles que encierran
el barril aerodinámico y los componentes internos. Este diseño tiene la ventaja de mantener un sello hermético
de gas a presiones de compresión más altas y permite sacar los componentes internos sin desconectar la
tubería de proceso de la caja.

IMPULSOR
El impulsor es la parte más crítica de un compresor centrífugo ya que su tamaño, forma y velocidad
determinan el desempeño del compresor. Los impulsores del compresor centrífugo son de tres diseños
básicos: el abierto (Fig. C), el semi-cubierto (Fig. D), y el cubierto (Fig. E) y pueden tener las aspas en forma
recta, curva hacia delante o curva hacia atrás. Los impulsores de compresor de etapa múltiple más comunes
son los del tipo cerrado, con aspas curvas hacia atrás. Este es el diseño más eficiente y estable. El impulsor
de diseño abierto es para altura de descarga alta y para índices de flujo de bajos a altos únicamente en
compresores de etapa sencilla. El impulsor semi-cubierto se utiliza para flujo alto en compresores de etapa
sencilla o como una primera etapa del compresor de etapa múltiple.
ENSAMBLE DEL ROTOR
El ensamble del rotor (Fig. F) consiste en impulsores del compresor de etapa múltiple acuñados y ajustados
por contracción en el eje del rotor, junto con uno o más tambores de compensación (émbolo) en el extremo de
descarga del eje. El tambor de compensación recibe presión de succión en un lado a través de una línea de
compensación y presión de descarga en el otro lado de la descarga del compresor. La diferencia en las
presiones de succión y descarga a través del área de superficie del tambor de compensación causa una fuerza
de empuje igual y en dirección opuesta a la fuerza de empuje creada por el rotor del compresor durante la
operación.
DIAFRAGMA
Los diafragmas (Fig. G) en un compresor de etapa múltiple están fijos a la caja estacionaria y ubicados
entre los impulsores para formar el paso del gas, parte a la que se le conoce como difusor. Los diafragmas
separan una etapa del compresor en su lado de descarga de otro ojillo de entrada de la etapa del compresor.
Los diafragmas por lo general están hechos de hierro fundido o de otros metales duros para resistir las
velocidades y presiones del gas relacionadas con compresores centrífugos de alto rendimiento.
ASPA DIRECTORA
Las aspas directoras (Fig. G) están diseñadas para guiar el flujo del gas con eficiencia hacia el ojillo del
impulsor. Las aspas directoras están instaladas adelante del ojillo del impulsor y están fijas a la caja. En
compresores centrífugos de etapa múltiple, los conjuntos de las aspas directoras están ubicados al final de cada
paso de retorno del difusor adyacente al ojillo de entrada de la siguiente etapa del impulsor. El gas que sale de
un impulsor pasa a través del difusor y en el paso de retorno, es guiado por las aspas directoras hacia el
siguiente impulsor.
SELLO DEL EJE DE LA ETAPA INTERIOR
Debido a que el eje giratorio pasa a través de los diafragmas estacionarios, es necesario tener un método
para sellar el área de penetración del eje para minimizar las fugas de gas de una etapa de compresión a otra.
El método de sellado más común utilizado en los compresores de etapa múltiple es el uso de sellos de laberinto
(Fig. G). Los sellos de laberinto son un conjunto de dientes metálicos suaves o anillos que se pegan al

diafragma y rodean el eje. El espacio entre el eje y el laberinto es estrecho y forma un paso mínimo para el flujo
del gas. A medida que e gas fluye a lo largo del eje, entra en las bolsas del sello y cambia de dirección. Este
cambio en la dirección del flujo tiende a impedir el flujo mayor del gas a lo largo del eje. La disposición del sello
de laberinto minimiza las fugas de gas a lo largo del eje, pero no lo sella por completo. Ocurrirán algunas fugas.
SELLO DEL EJE DE LA CAJA
La disposición del sellado requerida entre el eje de rotación y la penetración de la caja es más importante
que los requerimientos de sellado de la etapa interior entre el eje de rotación y el diafragma. Si el gas del
proceso que está siendo comprimido es peligroso o tóxico, el método de sellado del eje/caja debe ser absoluto y
no debe permitir ninguna fuga de la última etapa del compresor a la atmósfera.
Los compresores centrífugos son ampliamente usados en la producción y transmisión de gas natural. Los
sellos en los ejes rotativos evitan que el gas natural a alta presión se escape de la carcaza cilíndrica del
compresor. Tradicionalmente, estos sellos usan aceite a alta presión como barrera contra el escape del gas. El
reemplazo de sellos húmedos (aceite) por sellos secos reduce importantemente los costos de operación y las
emisiones de metano.
Las emisiones de metano de los sellos húmedos fluctúan generalmente de 40 a 200 pies cúbicos estándar
por minuto (SCFM). La mayoría de esas emisiones ocurren cuando al aceite circulante se le quita el gas que
absorbe en la cara del sello de alta presión. Los sellos secos, los cuales usan gas a alta presión para sellar el
compresor, emiten menos metano (hasta 6 SCFM), tienen requemitos más bajos de energía, mejoran la
eficiencia operativa y el rendimiento del compresor y la tubería, mejoran la confiabilidad del compresor y
necesitan mucho menos mantenimiento.
Se utilizan varias disposiciones de sellado del eje/caja tanto individualmente como en combinación. Son
anillo de restricción, contacto mecánico, contacto mecánico con ayuda de aceite, contacto mecánico con ayuda
de gas, laberinto y una combinación de todos. La Figura H es un ejemplo de un sello de laberinto de dos partes
con un suministro de gas auxiliado por sello de gas inerte.
− SELLOS HÚMEDOS
Los compresores centrífugos requieren sellos alrededor del eje rotativo para evitar que los gases se
escapen en donde el eje sale de la envoltura cilíndrica del compresor. El tipo más común de “palanca” de
compresores tiene dos sellos, uno en cada extremo del compresor, mientras que los compresores “en voladizo”
tienen sólo un sello “hacia dentro” en el lado (motor). Como se muestra en la figura 3 y 4, estos sellos usan
aceite, el cual circula bajo alta presión entre los anillos alrededor del eje del compresor, formando una barrera
contra las fugas de gas comprimido. El anillo central está sujeto al eje rotativo, mientras que los dos anillos en
cada extremo son estacionarios en la envoltura del sello, colocados contra una película fina de aceite entre los
anillos para lubricar y actuar como barrera contra fugas. Los arosellos de hule evitan las fugas alrededor de los
anillos estacionarios. Muy poco gas escapa a través de la barrera de aceite; se absorbe mucho más gas en el
aceite bajo presión alta en la interfaz de aceite/gas del sello del lado “hacia dentro” (lado del compresor), por lo

que contamina el aceite del sello. El aceite del sello se purga del gas absorbido (usando calentadores, tanques
de evaporación y técnicas de desgasificación) y se recircula. El metano recuperado comúnmente se ventila a la
atmósfera.
Figura 3. Sello Húmedo
Figura 4. Típico sistema combinado de lubricación y aceite de Sello
− SELLOS SECOS

Una alternativa al sistema tradicional de sellos húmedos (aceite) es el sistema de sellos secos mecánicos.
Este sistema de sello no usa ningún aceite circulante de sellado. Los sellos secos operan mecánicamente bajo
la fuerza opuesta creada por las ranuras hidrodinámicas y la presión estática.
Como se muestra en las figuras 5a y 5b, las ranuras hidrodinámicas están grabadas en la superficie del
anillo giratorio sujeto al eje del compresor. Cuando el compresor no está girando, el anillo estacionario en la
envoltura del sello está presionado contra el anillo rotatorio por medio de resortes. Cuando el eje del compresor
gira a alta velocidad, el gas comprimido tiene solo un camino para fugarse por el eje, y eso es entre los anillos
giratorios y los estacionarios. Este gas se bombea entre los anillos mediante ranuras en el anillo giratorio.
La fuerza opuesta de gas a alta presión que se bombea entre los anillos y los resortes tratando de empujar
los anillos entre sí, crea un espacio demasiado delgado entre los anillos a través del cual puede fugarse un
poco de gas. Mientras el compresor está funcionando, los anillos no están en contacto entre sí, y por lo tanto,
no se desgastan ni necesitan lubricación. Los arosellos sellan los anillos estacionarios en la caja del sello.
Figura 5a. Sello seco
Figura 5b. Sello seco
Colocar uno o más de estos sellos secos juntos en series, como se muestra en la figura 2b, se llama,
“sellos secos en tándem”, y es muy eficaz para reducir las fugas de gas. Este tipo de sello tiene menos de uno
por ciento de las fugas de un sistema de sello húmedo ventilado a la atmósfera y mucho menor costo de
operación.

Los sellos secos de gas reducen significativamente las emisiones de metano. A la vez, reducen
significativamente el costo de operación y mejoran la eficacia del compresor. Los beneficios económicos y
ambientales de los sellos secos incluyen:
 Tasas de fuga de gas. Durante la operación normal, los sellos secos fugan a una tasa de 0.5 a 3 SCFM
a través de cada sello, dependiendo del tamaño del sello y la presión de funcionamiento. Mientras esto
es equivalente a la tasa de fuga del sello húmedo en la cara del sello, los sellos húmedos generan
emisiones adicionales durante la desgasificación del aceite circulante. El gas del aceite generalmente se
ventila a la atmósfera, lo que lleva a la tasa total de fugas por los sellos húmedos dobles a entre 40 a
200 SCFM, dependiendo del tamaño y la presión del compresor.
 Más simple mecánicamente. Los sistemas de sellos secos no requieren componentes de circulación de
aceite elaborados ni instalaciones de tratamiento.
 Consumo reducido de energía. Debido a que los sellos secos no tienen bombas ni sistemas de
circulación accesoria de aceite, evitan las pérdidas de energía del equipo “parásito”. Los sistemas
húmedos requieren de 50 a 100 kW por hora, mientras que los sistemas de sellos secos necesitan
aproximadamente 5 kW de energía por hora.
 Más confiabilidad. El porcentaje más alto de tiempo fuera de servicio para un compresor que usa sellos
húmedos se debe a problemas con los sistemas de sellos. Los sellos secos tienen menos componentes
auxiliares, lo que hace que sean más confiables en general y se tenga menos tiempo con el compresor
fuera de servicio.
 Menor mantenimiento. Los sistemas de sellos secos tienen un costo menor de mantenimiento que los
sellos húmedos porque no tienen piezas móviles relacionadas con la circulación de aceite (por ejemplo,
las bombas, las válvulas de control, las válvulas de alivio).
 Eliminación de las fugas de aceite de los sellos húmedos. Al sustituir los sellos secos con sellos
húmedos se elimina la fuga de aceite a la tubería, por lo tanto se evita la contaminación del gas y la
degradación de la tubería.
COJINETES

El compresor de etapa múltiple está soportado por cojinetes radiales para permitir una fricción mínima y
para mantener los espacios del componente cerrado. Las disposiciones del cojinete radial pueden ser de varios
tipos: bola, rodillo, manga y cojín de inclinación (Fig. A). Asimismo, los compresores de etapa múltiple
requieren un cojinete de empuje para absorber el movimiento axial, en cualquier dirección del eje del
compresor, provocado por el diferencial de presión a través del ensamble del rotor. El tipo más común de
cojinete de empuje utilizado en compresores centrífugos es el de zapata múltiple, autoalineación, diseño
ecualizador (Fig. B). Este diseño consiste en un collarín de empuje giratorio y zapatas de empuje estacionarias
con frente de babbit ubicadas a cada lado del collarín de empuje.
TAMBOR DE COMPENSACIÓN (ÉMBOLO)
Un compresor de etapa múltiple de alta presión desarrolla empuje axial, debido al diferencial de presión de
la entrada y salida del ensamble del rotor, y es dirigida hacia el lado de succión del compresor. Debido a que el
valor de este empuje puede ser más alto que la carga de empuje que puede soportar el cojinete de empuje, se
adjunta un tambor de compensación (Fig. C) al lado de la descarga del ensamble del rotor para ecualizar el
empuje. El lado exterior del tambor de compensación se desfoga al lado de la succión del compresor, y el lado
interior del tambor está en contacto con la presión de descarga del compresor. Las fuerzas creadas por las
presiones del lado de la succión y el lado de la descarga en las áreas del tambor de compensación son iguales
y opuestas a las fuerzas creadas por la presión de los lados de la succión y descarga del compresor.

3.2.4. CONCEPTOS FUNDAMENTALES DEL COMPRESOR DINÁMICO CENTRÍFUGO
► PROPORCIÓN DE COMPRESIÓN
El propósito de un compresor dinámico centrífugo es agregar energía a un gas del proceso incrementando
la velocidad y presión del gas, a medida que fluye a través de la máquina. Esto se logra mediante los
impulsores del compresor, impartiendo fuerzas centrífugas y aerodinámicas a la molécula del gas, para
incrementar su velocidad y energías de presión y mediante los difusores que convierten la energía de la
velocidad en energía de presión. El trabajo hecho por el compresor para elevar el nivel de energía del gas del
proceso se refleja en la diferencia entre la presión del gas en la succión del compresor y la presión del gas en la
descarga del compresor.
La proporción de la compresión, representada por una “R”, es la relación de la presión de succión absoluta
del compresor a la presión de descarga absoluta del compresor para una densidad fija (masa por volumen de
unidad) del gas, y se determina mediante el diseño de los impulsores. El valor de la proporción de la
compresión es la presión de descarga absoluta divida entre la presión de succión absoluta y siempre será
mayor a 1. Por lo tanto, dada la definición anterior de la proporción de compresión (R), si un compresor tiene un
valor R de 2 para una densidad fija de gas y la presión de succión absoluta del compresor es de 100 psia,
entonces la presión de descarga absoluta será aproximadamente 200 psia. No obstante, si la densidad del gas
incrementa o disminuye, el valor R cambiará, en proporción directa con la densidad del gas, al igual que
cambiará la presión de descarga del compresor.
En un compresor centrífugo de etapa múltiple, el concepto de proporción de la compresión aplica a cada
etapa del compresor, en el sentido de que cada etapa tiene un valor R que se relaciona con su capacidad para
incrementar la presión del gas, y por lo tanto, la energía del gas en esa etapa. El trabajo completo hecho en el
gas del proceso por el compresor de etapa múltiple consta de la suma del trabajo de la etapa individual hecho
en el gas del proceso.
► CAPACIDAD DEL COMPRESOR
La capacidad de un compresor centrífugo es el volumen del gas en una cantidad dada de tiempo que un
compresor puede mover y es una función de la velocidad del gas y del diámetro de la trayectoria del flujo. La
capacidad del compresor generalmente se expresa en millones de pies cúbicos estándar por día (MMSCFD) y
se mide en la entrada del compresor. Ya que la función del compresor centrífugo es incrementar el nivel de
energía del gas incrementando la presión del gas, el volumen del gas que sale del compresor, es menor que el
volumen del gas que entra al compresor.

► ALTURA DE LA COMPRESIÓN
Para comprimir cualquier cantidad de gas, un compresor debe hacer una cierta cantidad de trabajo en el
gas. Este trabajo puede expresarse en pies-libras y puede pensarse como la elevación vertical en pies (altura)
de 1 libra de gas que el compresor puede lograr. Como un ejemplo, si un compresor eleva 5 libras de gas a 110
pies, realiza 550 pies-libras de trabajo. Si el mismo compresor hace las 550 pies-libras de trabajo en 1
segundo, entonces la potencia que requiere el compresor para hacer el trabajo es 1 caballo de fuerza. El
caballo de fuerza es la unidad de medición de energía que se requiere para llevar a cabo una cantidad de
trabajo en un período dado de tiempo y es igual a 550 pies-libras por segundo.
La altura (medida en pies) desarrollada por un compresor es una función de la velocidad del gas. La
velocidad del compresor centrífugo en rpm determina la velocidad del gas, y la velocidad del gas, a su vez,
determina la altura del compresor. Por lo tanto, al desacelerar el compresor disminuye la velocidad del gas, y la
elevación de la altura en pies disminuye, o al acelerar el compresor, incrementa la velocidad del gas, y la
elevación de la altura en pies incrementa. Cuando la compresión se piensa como la elevación recta de una
columna de gas, la elevación en pies representa el trabajo de salida del compresor en pies-libras por libra de
gas. Es decir, por cada libra de gas que se eleve a la distancia de la altura, que se determina mediante la
velocidad del compresor, el compresor deberá llevar a cabo una cierta cantidad de trabajo. Si el número de
libras de gas movido por el compresor incrementa, entonces los pies-libras de trabajo hechas por el compresor
incrementa, ya que el trabajo que lleva a cabo el compresor es el producto de la altura y la masa del gas.
La densidad del gas, la masa del gas por volumen de unidad, difiere para los diferentes gases. Ya que la
elevación de la altura es una función de la velocidad del gas (que depende de las rpm del compresor) y es
independiente de la densidad del gas, la elevación máxima de la altura producida por un compresor
permanecerá igual, independientemente de la densidad del gas. No obstante, ya que el trabajo de salida
requerido por el compresor para llegar a una altura constante es el producto de la altura (pies-libras por libra) y
la masa del gas (libras), al incrementar la densidad del gas incrementarán los pies-libras de trabajo requeridas.
Para cumplir con este requerimiento de mayor trabajo del compresor, la entrada de caballos de fuerza al
compresor (caballos de fuerza al freno) debe incrementar.
La presión de descarga de un compresor en libras por área de unidad puede determinarse desde la
elevación de la altura (pies) y desde la densidad del gas (libras por volumen de unidad) mediante el producto de
los dos. Por lo tanto, al incrementar o disminuir la elevación de la altura o la densidad del gas, o ambos,
incrementará o disminuirá la presión de descarga del compresor.
3.2.5. CURVAS DE COMPORTAMIENTO.
Operar un compresor a su eficiencia pico requiere, entre otras cosas, el entendimiento de sus curvas de
comportamiento. Existen formatos variados para mostrar en forma grafica el comportamiento esperado de los
compresores centrífugos; en todo caso, el más útil es la curva de de altura vs. Capacidad.
El flujo (Q), la cabeza, carga (H) o la altura y la velocidad (N), están relacionadas en las curvas
características de operación del compresor, similar a la de una bomba. La diferencia principal es que una

bomba succiona liquido siendo este un fluido incompresible en donde la densidad y flujo volumétrico se
mantienen constantes, mientras que en un compresor opera con gas, siendo este un fluido compresible,
conforme la presión del gas cambia durante la compresión o recorrido dentro de la tubería, cambia su
densidad o volumen específico correspondiente.
Como se muestra en la figura 6, el compresor centrífugo opera sobre las curvas características de flujo vs.
Presión. Un grupo de curvas paralelas representa la operación del compresor a varias velocidades.
Figura 6. Curvas de operación de los compresores centrífugos.
Un compresor que opera a una velocidad constante, un aumento en la presión de descarga causará una
disminución del flujo o viceversa, si la reducción del flujo continúa llegará hasta un punto inestable en la curva
de operación del compresor donde se presenta un flujo inverso momentáneo, esto produce un flujo pulsante
hacia delante y hacia atrás a través de las partes internas del compresor resultando en severa vibración y
daños subsecuentes Este fenómeno es conocido como SURGE y ocurre en el “punto de surge” representado en
la gráfica para cada velocidad especifica. Los “puntos de surge” se inclinan hacia la derecha conforme aumenta
la velocidad, ver figura 6. La línea que une los puntos de surge a diferentes velocidades es la línea de surge del
compresor.
Para evitar el surge, los compresores siempre deben operarse con flujos mayores al punto de surge, a una
razonable distancia a la derecha de la línea del surge.
Conforma el flujo aumenta se alcanza un punto en el del extremo derecho de la curva del compresor,
después del cual el flujo no aumenta no importa que cambios se hayan hechos sobre el lado de la descarga,
este punto es conocido como “punto stonewall” del compresor para una velocidad específica, igual que el “punto
de surge”, el “punto stonewall” se inclina hacia la derecha cuando se incrementa la velocidad (ver figura 6), sin
embargo, a diferencia del surge en el “punto stonewall” no ocurren efectos adversos en el compresor, por

consiguiente el régimen de operación de un compresor está limitado entre los puntos de surge y stonewall. La
serie de curvas, incluyendo las líneas límites se conoce como el mapa de operación del compresor.
Ejemplo de curvas de funcionamiento del modulo de compresión DRESSER RAND.
CONDICIONES DE OPERACIÓN
GAS DE CARGA HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS
FLUJO MASICO, Lbs/min. 6220 6190
COMPRESOR
MTGB 732 MTGB 733
GAS DE CARGA HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS
FLUJO MASICO, Lbs/min. 6 220 6 190
CONDICIONES DE SUCCIÓN
PRESIÓN, PSIA 90.0 377.2
TEMPERATURA, °F 114.8 136.4
PESO MOLECULAR (P.M.) 27.58 27.65
RELACIÓN DE CALORES ESPECÍFICOS, K (Cp/Cv) 1.176 1.188
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD, Z 0.975 0.908
FLUJO, ACFM 15 067 3 447
CONDICIONES DE DESCARGA
PRESIÓN, PSIA 392.2 1 050
TEMPERATURA, °C 291.3 274.5
CONDICIONES DE OPERACIÓN
POTENCIA, BHP 12 149 8 352
VELOCIDAD, RPM 7 344 7 344
CARGA POLITRÓPICA*, FT-LBS/LB 52 558 34 048
EFICIENCIA POLITRÓPICA*, % 0.823 0.776
FLUJO DE DISPARO, ACFM 10 400
FLUJO MÁXIMO, ACFM 15 430
*Proceso Politrópico. Expansión o compresión de un gas, en la cual la cantidad pVn, se mantiene constante, y
en la que p y V son la presión y el volumen del gas, y n es una constante.

3.2.6. FUNCIONAMIENTO DEL COMPRESOR Y SU RELACIÓN CON EL SISTEMA DE
COMPRESIÓN.
Muchas veces el personal que supervisa la operación de los compresores centrífugos tienen dificultades
para comprender el funcionamiento del compresor con respecto a los cambios en el sistema (de compresión),
particularmente cuando estos están relacionados a otros cambios operacionales de las plantas, un ejemplo
puede ser el siguiente:¿ Cómo puedo saber cual va a ser el incremento de flujo cuando se incrementa la
velocidad?, ¿En que parte se establecerá el nuevo punto de operación, cuando se hace el cambio? ¿A la
derecha, siguiendo la línea de presión constante?, ¿Sobre la curva del sistema? o ¿Sobre la curva del
compresor?
¿Se puede predecir el consumo de potencia y la eficiencia en estos casos?
El funcionamiento de los compresores centrífugos con respecto a los cambios del sistema y los problemas
que se presentan en la operación, son presentados aquí en diversos escenarios de operación.
La figura 7 muestra el arreglo típico de un compresor, operando dentro de un sistema de compresión, de
un proceso.
Figura 7. Arreglo típico de un compresor, en un sistema de compresión
El compresor succiona gas de proceso de un tanque separador de líquidos (punto A), donde la presión es
P1, y descarga a una presión P2 en él (punto B), descargando el gas hacia el sistema de compresión del
proceso el cual consiste de: tuberías, válvulas y equipos). El gas fluye a través del sistema para ser descargado
en el (punto C) con una presión P3. La pérdida de presión (P2-P3), es generalmente representada como ∆P
(delta P) del sistema.
CURVA DEL SISTEMA.
Graficando la ∆P del sistema (P2-P3) contra el flujo se obtiene la curva del sistema, Figura 8.
La pérdida de presión total tiene 2 componentes : la diferencia de presión estática entre los puntos B y C, y
la pérdida de presión debida a: la fricción , los cambios de velocidad, etc. La pérdida de presión estática de
cualquier sistema es constante y es independiente del flujo a través del sistema mientras que la pérdida de
presión dinámica varia proporcionalmente al cuadrado de la velocidad o del flujo.

La curva del sistema es independiente de la fuente del gas y del compresor que esta manejando el gas
en el sistema. Esta curva permanecerá sin cambiar a menos que alguien cambie cualquier componente del
sistema, como abrir o cerrar una válvula manual o de control, cambiar el tamaño o diámetro de la tubería,
cuando una válvula en el sistema se abre, el flujo aumenta y por consecuencia la pérdida de presión disminuye,
moviendose la curva del sistema a la derecha (punto b en la figura 8) , cuando la válvula se cierra la curva del
sistema se mueve hacia la izquierda (punto c)
Figura 8. La curva del sistema
RELACIÓN ENTRE LAS CURVAS DEL COMPRESOR Y LAS DEL SISTEMA.
Cuando un compresor es conectado a un sistema, el punto de operación puede ser obtenido
sobreponiendo la curva del sistema (figura 8) sobre la curva del compresor (figura 7), resultando la figura 9. El
punto en el cual la curva del compresor de una velocidad específica se cruza con la curva del sistema,
representa el punto de operación del compresor para esta velocidad, esto significa que el compresor
descargará flujo con la presión correspondiente al punto de intersección en la figura 9, bajo ninguna otra
circunstancia el compresor descargará otro flujo a otra presión (a esta velocidad específica) a menos que se
efectúe un cambio en el sistema.
Únicamente cuando se hace un cambio en el sistema, como abrir una válvula, cambiar el diámetro o
longitud de la tubería, etc. hace que el punto de operación se mueva sobre la curva del compresor, de otra
forma el compresor seguirá operando con un flujo y presión fijos.
Así que, puede ser notado que aunque un sistema es quizá independiente del compresor, la operación del
compresor es muy dependiente del sistema al que está conectado.

Figura 9. El punto de operación es obtenido por sobreponer las curvas del compresor y del sistema
3.2.6.1. COMPORTAMIENTO DEL COMPRESOR EN APLICACIONES COMUNES
Las figuras mostradas mas adelante son esquemas de algunas configuraciones comunes de los
compresores centrífugos, ellos no incluyen todos los detalles y no representan todas las posibles
configuraciones, grandes variaciones y diferentes arreglos en el sistema de control son también posibles
aunque no se muestran aquí.
a) COMPRESOR ACCIONADO POR TURBINA DE VELOCIDAD VARIABLE
La figura 10, muestra un arreglo general de un compresor accionado por una turbina de gas o vapor,
donde el módulo de control varía la velocidad de la turbina a través del módulo de control de velocidad,
respondiendo a los requerimientos del proceso.
Como se explicó anteriormente la curva del sistema es independiente de las curvas de operación del
compresor y los puntos en los cuales la curva (del sistema) corta la serie de curvas de operación son los
diferentes puntos de operación a varias velocidades.
La velocidad de la turbina cambia para responder a los requerimientos de flujo-presión en este tipo de
arreglo un controlador de presión es montado sobre la línea de succión para controlar la velocidad de la
turbina, en algunos casos los controladores de presión son instalados sobre ambas, la línea de succión y la de
descarga y controlan la velocidad de la turbina por medio de un selector de señal. Sistemas avanzados de
control de compresores son basados en microprocesadores los cuales son utilizados en lugar de un simple
controlador PID.

Figura 10. el modulo de control del compresor varía la velocidad de la turbina
b) EL FLUJO DE SUCCIÓN DISMINUYE
En este caso se utilizan controladores de presión en la succión y descarga del compresor, para regular la
velocidad de la turbina. Conforme el flujo que entra al acumulador de succión disminuye, la presión de succión
también disminuye, el controlador del lado de la succión detecta esta pérdida de presión y envía una señal a la
turbina para disminuir su velocidad hasta que un nuevo punto de operación se alcanza, en donde el flujo de
descarga se iguala al flujo de succión (puntos a y b en la figura 11).
Figura 11. El controlador de presión envía una señal a la turbina para disminuir la velocidad

En este caso la curva del sistema permanece sin cambiar, solamente el punto de operación se mueve
hacia abajo siguiendo la curva del sistema.
c) EL FLUJO DE SUCCIÓN DISMINUYE HASTA LA LÍNEA DE CONTROL DE SURGE.
En el caso de un compresor de velocidad variable si el flujo de succión disminuye hasta el punto de control
de surge el compresor disminuye la velocidad igual que el inciso a. El punto de operación empieza a irse hacia
abajo siguiendo la curva del sistema hasta que se llega a la mínima velocidad sostenible (figura 12), si con esto
el correspondiente flujo no es alcanzado, la válvula de control del surge empieza a abrir siguiendo la curva de
velocidad mínima, la válvula de control de surge sigue abriendo hasta que la suma de los flujos de descarga y
de recirculación es igual al flujo que corresponde al punto de intersección de las curvas del sistema y del
compresor, a la velocidad mínima de operación.
Figura 12. Al disminuir el flujo el punto de operación empieza a bajar siguiendo la curva del sistema, hasta
alcanzar la línea de control del surge
Deberá notarse que bajo ciertas circunstancias igual a estas, la válvula de control de surge (ASV) puede
abrir aun cuando el flujo de descarga sea mas alto que el flujo del surge a mínima velocidad, sin embargo, esta
secuencia de control toma lugar solamente si el controlador de velocidad y la turbina son suficientemente
rápidos para rectificar las condiciones que están cambiando; si el cambio de flujo es muy rápido el sistema de
control antisurge de acción rápida actúa a través de la ASV adelantándose al control de velocidad para evitar
que el compresor entre en surge.
c) LA DEMANDA DE GAS DISMINUYE EN EL CONSUMIDOR FINAL
Como en el caso de un compresor de velocidad constante la curva del sistema se mueve debido a que se
estrangula la válvula al consumidor para reducir el flujo, el controlador de la presión de succión empieza ahora a
enviar una señal a la turbina para disminuir su velocidad.

El punto de operación se mueve horizontalmente del punto a sobre la línea de presión constante hasta que
se encuentra con la curva del compresor, a una velocidad que corresponde al flujo reducido (ver figura 13). Si el
flujo aumenta el fenómeno inverso toma lugar.
Figura 13. El punto de operación se mueve horizontalmente del punto a al punto b, hasta el flujo
correspondiente
c) EL COMPRESOR QUE DESCARGA A UNA PRESIÓN FIJA DEL CONSUMIDOR, CAMBIA.
Cuando el compresor es conectado a un sistema de tuberías para descargar gas al consumidor a presión
constante, la caída de presión o presión diferencial estática (P2-P3) permanece constante, de hecho en todos
los escenarios descritos anteriormente se asumió que esta diferencial de presión es constante. Ahora, si la
presión del consumidor final disminuye la curva de la presión estática de la figura 8 se mueve hacia abajo (ver
figura 14). Correspondientemente, la curva del sistema se mueve hacia abajo hacia la derecha permaneciendo
la pendiente constante.
Al desplazarse la curva del sistema hacia el lado derecho del punto original (a) se cruza en un nuevo
punto (b) con la misma curva de operación del compresor, esto significa que el flujo se incrementa cuando la
presión de descarga disminuye, sin embargo, si el flujo que llega al acumulador de succión no se aumenta en
la misma cantidad, la presión se baja. La baja presión de succión activa al controlador de presión para ordenar
a través del sistema de control disminuir la velocidad del compresor.
Esto es, el punto de operación (b) baja sobre la curva del nuevo sistema para cruzarse con la nueva curva
de velocidad en un punto (c) donde el flujo es igual al flujo de entrada. El efecto inverso acontece cuando la
presión disminuye.
En resumen cuando un compresor es accionado por una turbina de gas o de vapor, el punto de operación
puede moverse ya sea por la curva del compresor o por la curva del sistema, la línea de presión constante o
una combinación de ella dependiendo de la naturaleza del cambio, como se ha discutido anteriormente, esto es
diferente con un compresor accionado por un motor de velocidad fija.

Figura 14. Si la presión del compresor establecida para el consumidor final disminuye, la curva de la presión
estática se mueve hacia abajo
d) CAMBIOS EN EL PESO MOLECULAR (PM) DEL GAS
El PM disminuye. Los cambios en la composición del gas y que afectan el PM son bastante comunes. La
disminución del PM resulta en una baja en la presión de descarga del compresor manteniendo la misma
velocidad.
La curva del compresor se mueve hacia abajo como se muestra en la figura 15, en este caso el compresor
se acelera automáticamente, a través del controlador de presión de la descarga /succión, para desarrollar la
misma presión (el punto a se mueve al punto b). Si el compresor se mantiene a la máxima velocidad (por
ejemplo al 105%, como lo recomienda el API), el flujo del compresor disminuye a un valor correspondiente al
punto de intersección del sistema y de la nueva curva del compresor (punto b)
La reducción de flujo puede en ocasiones incrementar la presión de succión, esto sucede cuando el
compresor no puede manejar todo el gas que le llega, el exceso del gas puede entonces enviarse al quemador,
incluso pareciendo que las condiciones de operación no cambian. Si gas del acumulador de succión es
repentinamente enviado al quemador cuando el compresor esta operando al 100% de velocidad, la disminución
del PM es frecuentemente la primera sospecha de esta acción.
Este problema también se presenta cuando un compresor que está diseñado para manejar gas saturado
pesado, esta operando y recirculando el gas a través de un enfriador, por un largo tiempo. El gas continuamente
se va volviendo más ligero debido a la compresión cíclica y al enfriamiento, resultando en baja presión de
descarga, en este punto si el compresor tiene que enviar gas hacia adelante, el no puede desarrollar la presión
de descarga requerida, la válvula de recirculación permanece parcialmente abierta, regresando algo de gas a la
succión, este gas entra al acumulador de succión y empieza a escapar al quemador, a menos que el circulo
vicioso sea interrumpido manualmente. Algunas veces cuando un compresor esta recirculando el gas, el gas de

sellos que ha hecho ligero, fuga a través de los sellos gastados, dentro de la carcaza del compresor, lo cual
resulta en un problema parecido.
Figura 15. La disminución del peso molecular provoca baja presión de descarga.
El peso molecular aumenta. A la inversa, un aumento en el peso molecular del gas resulta en alta presión
de descarga, la curva del compresor se mueve hacia arriba manteniendo la misma velocidad, el resultado es un
incremento en el flujo, desde luego si es que se cuenta con suficiente gas disponible, si no es así el compresor
disminuye su velocidad por medio del control de presión succión/ descarga
Impacto de la variación del PM en la estabilidad del compresor. A diferencia de los efectos en las
variaciones de la presión de succión y de la temperatura, el cambio de peso molecular tiene un mayor efecto
sobre el funcionamiento y por consiguiente la estabilidad del compresor, este efecto es más visible en
compresores de varias etapas.
Cuando el PM aumenta, la primera etapa de compresión puede estar operando con el flujo establecido,
pero las etapas posteriores pueden estar operando con menos flujo progresivamente debido a la presión más
alta de la etapa anterior.
El flujo en algunas de estas etapas puede disminuir hasta que toque el punto de surge, aun cuando el flujo
de entrada sea mucho más alta que el punto de surge. A propósito, si s reduce el PM no se tiene el efecto
inverso, esto no mejora la estabilidad del compresor.
Yendo a los extremos, un cambio en el PM puede disminuir la estabilidad del compresor a tal extremo que
algunas etapas entren en surge y otras en el mismo compresor pueden estar en stonewall. Los sistemas
convencionales de control del compresor y protección del surge fallan en detectar esta inestabilidad. El mapa
del compresor proporcionado en el sistema de control no se mantiene adecuadamente estable por mucho
tiempo cuando la relación flujo-presión-velocidad es alterada por los cambios en el PM.
Esto, sin embargo, no debe dar la impresión de que los compresores puedan operar solamente con PM fijo.
El diseño de los compresores normalmente permite la operación a través de cierto rango de PM, sin caer en

surge en cualquiera etapa (normalmente hay suficiente distancia entre el surge y el punto normal de
operación). En caso de que se presenten cambios sustanciales en el PM del gas, el funcionamiento y
estabilidad del compresor deben ser revaluados, preferentemente con la asistencia del vendedor del compresor.
d) EL COMPRESOR AUMENTA EL FLUJO MAS ALLÁ DEL VALOR ESTABLECIDO.
Si la turbina (gas o vapor) es más grande y hay suficiente gas en la succión, muchas veces es posible
derivar un poco del exceso de este gas para no estar demasiado sobrecargado.
El exceso de flujo se aumenta automáticamente por el sistema de control por las razones descritas
anteriormente, los cambios de PM es la principal razón, otra puede ser que la pérdida de presión sea mas baja
que la estimada en el diseño, la presión de destino mas baja o la presión de descarga mas baja que la
contemplada en el diseño, puede ocasionar un incremento de flujo para beneficio de la operación, en todos los
casos la curva del sistema se inclina a la derecha para cruzarse con la curva del compresor acompañado de el
exceso de flujo, esto es verdadero para los compresores de velocidad fija y de velocidad variable.
Si otros compresores y la turbina están operando dentro de parámetros que están dentro de los límites
aceptables (alarma por bajo flujo y puntos de disparo) y la variación del PM está dentro de los rangos de diseño
que fueron especificados, estas operaciones que incrementan el flujo se espera que no causen ninguna
inestabilidad o problemas mecánicos en el compresor. El punto de operación en este caso esta correcto dentro
del régimen de diseño de operación del compresor.
Excepto lo relacionado a la eficiencia, un compresor centrifugo, igual que una bomba centrífuga, puede
estar operando en cualquier parte de su curva de operación entre los puntos de surge (o línea de control de
surge), y stonewall, sobre la curva del sistema, considerando que la turbina es del tamaño adecuado. Sin
embargo, si el incremento es debido a los cambios en el PM, donde la curva del compresor cambia ella misma,
esta deberá estar limitada al rango especificado de variación del PM. De hecho durante la prueba de aceptación
en la fábrica, los compresores son puestos a operar a varios flujos dentro de los rangos del mapa del
compresor para verificar la presión desarrollada y otros parámetros.
Además de los anteriores, muchos otros escenarios son posibles, pero sería muy difícil identificar y discutir
todos ellos separadamente, sin embargo, algunos de los escenarios y problemas comunes presentados aquí le
pueden ayudar a entender e interpretar el comportamiento de muchos otros no descritos aquí.
3.2.6.2. EFECTOS DE LOS SISTEMAS EXTERNOS SOBRE UN COMPRESOR.
Un cambio en la presión de succión y de descarga, en la temperatura de entrada o un cambio en la
composición del gas dará como resultado un cambio en la gravedad específica y esto a su vez cambiara la
cabeza requerida.
Un cambio en relación de calores específicos o en la compresibilidad también afectara la cabeza requerida.
Pero la influencia de cambios en estas propiedades es secundario, a lo que respecta a la presión, temperatura y
gravedad especifica.
A medida que se incrementan las condiciones de trabajo, el compresor podría manejarse en zonas
inestables, mientras que las condiciones de trabajo se reducen significativamente, se puede ocasionar que el
compresor opere a una eficiencia baja.

En adición, cambios en las condiciones de trabajo podrían afectar la cantidad de gas que fluiría a través
del compresor en un determinado lapso de de tiempo.
Los efectos en las condiciones de trabajo de cambios en la relación de presión, gravedad especifica y
temperatura de succión son resumidas en la siguiente tabla.
EFECTOS DE LOS CAMBIOS EN LAS PROPIEDADES DEL GAS
SI ÉSTAS PROPIEDADES
CAMBIAN
Y SI ÉSTAS PERMANECEN
CONSTANTES
ENTONCES LA CABEZA
REQUERIDA SE:
INCREMENTA T1 R, SG INCREMENTA
DISMINUYE T1 R, SG DISMINUYE
INCREMENTA R T1, SG INCREMENTA
DISMINUYE R T1, SG DISMINUYE
INCREMENTA SG R, T1 DISMINUYE
DISMINUYE SG R, T1 INCREMENTA
Donde:
R = Relación de presión
T1 = Temperatura de succión
SG = Gravedad especifica

3.2.7. EL FENÓMENO DE "SURGE" EN COMPRESORES CENTRÍFUGOS
Los compresores, al igual que todo el equipo importante para procesos, se deben controlar con mayor
eficiencia posible para tener un funcionamiento eficiente de la planta. Al idear un sistema de control, se deben
de tener en cuenta la forma de evitar una condición de funcionamiento inestable llamada oscilación (surging en
inglés).
Dicho con sencillez, la oscilación ocurre cuando el caudal del compresor se reduce a un punto tan por bajo
de las condiciones de diseño que se tiene funcionamiento errático. Entonces, la función del sistema de control
de oscilación es detectar la alteración potencial y compensarla en forma automática, al mantener un flujo en el
compresor mayor que el de la condición de oscilación.
Antes de entrar en detalles de la acción del sistema, primero hay que entender el fenómeno de la oscilación
desde el punto de vista de las variables del sistema del compresor.
CARACTERÍSTICAS DE LAS OSCILACIONES.
En la figura 16 aparece una familia típica de curvas características de un compresor centrífugo de velocidad
variable. Las curvas muestran la carga adiabática como función del caudal real de entrada, con una curva
característica para cada velocidad de rotación.
Figura 16. Curvas características para compresores típicos
Si se supone que el compresor está funcionando en el Punto A de la curva del 100 % de velocidad, el flujo
de entrada es Q y la carga es L. Si entonces la resistencia de carga externa en forma gradual y la velocidad
permanece constante, se reduce el flujo y el punto de funcionamiento se moverá hacia la izquierda, a lo largo de
la curva al 100 % de velocidad. Cuando llega al Punto B, el flujo se reduce a Q’, y la carga aumenta a L’, que es
la máxima carga que puede producir el compresor a esta velocidad.
En este punto la curva característica es casi plana, y el funcionamiento del compresor se vuelve inestable.
Esto es lo que se llama oscilación (Surge) y aparece en forma de pulsaciones rápidas en el flujo y la presión de
descarga, y ocasiona inversiones de alta frecuencia en el empuje axial del árbol del compresor. En algunos, la

oscilación puede tener suficiente severidad como para ocasionar daños mecánicos. Para evitar este peligro, se
debe plantear un sistema de control para que el compresor no funcione en esa zona inestable.
Durante el arranque o en la operación continua, una variación en la resistencia del sistema o un incremento
en la presión del sistema puede forzar al compresor hacia una región inestable de la operación, esto origina el
surge.
El surge es una característica normal de los compresores centrífugos que ocurre cada vez que el flujo a
través de un paso es disminuido, ya sea en la succión o en la descarga, más allá de un punto dado o
específicamente cuando la relación de compresión de diseño a través del compresor es excedida.
Conforme la velocidad y el ángulo del flujo son reducidos en el pasaje del difusor radial, la resultante de la
presión-velocidad cae hasta un punto donde la presión estática no es tan grande para mantener un balance y el
flujo se regresará súbitamente. Dependiendo del volumen en el sistema de descarga, del tamaño y la velocidad
del compresor, el flujo normal patrón es restablecido rápidamente y la secuencia se repite hasta la condición
corregida últimamente.
Para salir del surge, con frecuencia es necesario cambiar el ajuste de velocidad a una cantidad suficiente
para salir de la zona de inestabilidad.
Corriendo un compresor a flujos menores del de surge se causa daños debido al sobrecalentamiento. Debe
tenerse cuidado porque en algunos casos no hay evidencia audible de que se está operando en la región del
surge.
La principal razón para evitar el surge es salvaguardar el equipo. La operación en la región de surge por
períodos largos podría resultar en fallas mecánicas, dependiendo del nivel de energía involucrado. El surge por
estrangulamiento en la succión es más tranquilo que el surge por estrangulamiento en la descarga. Ningún
daño o deterioro medibles podrían ser asociados normalmente con esta operación. El nivel de energía es
también función de la velocidad. En vista a lo anterior, la operación en surge bajo condiciones de alta velocidad
y alta densidad de entrada deben ser evitadas siempre que sea posible. Por lo tanto, el surge debe presentarse
cuando no pueda ser corregido inmediatamente abriendo la válvula anti-surge y debe hacerse lo siguiente:
Reducir la velocidad de la unidad, respetando todas las limitaciones de velocidad de la turbina, hasta que el
problema sea identificado y corregido.
Si el compresor está descargando hacia un sistema de presión constante, Esta reducción en la velocidad
debe ser acompañada con abrir la válvula anti-surge para evitar sobrecalentamientos.
Bajo ninguna circunstancia, el compresor debe ser operado en surge continuo. Operar de esta manera es
peligroso y puede eventualmente en primer lugar dañar el equipo.
EJEMPLO DE SURGING.
Supongamos un compresor conectado a un sistema de gran capacidad que tiene una demanda de grandes
cantidades de aire, cuando el compresor se arranca, la gran demanda de gas produce una resistencia muy baja
en la descarga de la maquina, lo que provoca que la capacidad del compresor sea grande al principio.
Conforme se descargue gas al sistema y se vaya llenando, las necesidades de capacidad del sistema se
reducen, y si el sistema no usa el gas tan rápidamente como la compresora lo descarga, la presión en el
sistema aumentara.

Al aumentar la presión en el sistema también aumenta la resistencia a la descarga de la maquina,
provocando esto la disminución de la capacidad de ella.
Además el compresor debe efectuar un trabajo mayor sobre el gas para poder descargarlo a la presión del
sistema. Si este efecto continua, llega un momento en que la presión del sistema para el flujo, y la presión
dentro del compresor se hace menor que la del sistema tendiendo a haber flujo del sistema hacia el compresor.
El rápido flujo inverso produce severas vibraciones en el compresor y golpes en el check que pueden
causar serios daños a la maquina, y este efecto se conoce como “Surging”.
Un compresor también produce “surging” cuando el flujo de gas de succión baja del nivel mínimo estable.
SURGE
El surge del compresor dinámico es una condición aerodinámica provocada por una recirculación del gas en
el cuerpo del compresor en el reborde del impulsor. Esta recirculación del gas es provocada cuando la altura
del sistema que el compresor está descargando es más alta que la altura de descarga máxima que el
compresor puede producir. Cuando esto sucede, el flujo que va a través del compresor desde la succión a la
descarga se detiene y entonces el flujo del gas se invierte al flujo desde la descarga a la succión (ver Figura
17). Después de que ocurre esta inversión del flujo, la altura del sistema disminuye a un valor por debajo de la
altura máxima de descarga del compresor, y el flujo de gas una vez más se invierte al flujo desde la succión
hasta la descarga del compresor. Este ciclo de inversión de flujo continúa rápidamente a medida que la altura
del sistema incrementa y después disminuye en torno al valor máximo de la altura de descarga del compresor.
Las inversiones o surge rápidos de un compresor dinámico provocan sobrecalentamiento del gas en el
compresor y graves vibraciones en el compresor y en la tubería del proceso.
Figura 17. Surge de un compresor centrífugo.
Un método para proteger un compresor centrífugo de ir hacia el surge es mediante el uso de un sistema de
recirculación de gas anti-surge. Este sistema consiste en un sistema de control anti-surge y válvulas de
recirculación de gas y tuberías, que recircula el gas de descarga del compresor de vuelta a la succión del
compresor.
SISTEMA DE CONTROL DE ANTI-SURGE
El propósito del sistema de control anti-surge es mantener un flujo de gas a través de cada sección del
compresor, de tal forma que el punto de operación del compresor está fuera de la región de surge del

compresor. Esto se logra midiendo los parámetros de operación del compresor y modulando una válvula anti-
surge. La válvula anti-surge recircula el gas desde el enfriador de descarga, hasta el flujo ascendente de la
succión o tambor integrado de la sección del compresor (ver figura 18).
Figura 18. Sistema de control anti-surge
Para mantener el punto de operación de la etapa del compresor fuera de la región de surge, el controlador
anti-surge monitorea la distancia relativa entre el punto de operación real del compresor (como se define por las
presiones de succión y descarga de la etapa del compresor, el índice de flujo de entrada, los transmisores de
temperatura de succión y descarga del compresor, y la velocidad del tren del compresor), y un algoritmo
guardado en el software del controlador. A medida que el punto de operación medido empieza a acercarse a la
región de sobrevoltaje, el controlador anti-surge empezará a hacer una carrera abierta en la válvula anti-surge y
derivar el gas de descarga del compresor de regreso a la entrada de la sección del compresor. Esta
recirculación del gas mantiene un flujo a través de la sección del compresor y mantiene el punto de operación
real de la etapa del compresor, fuera de la región de sobrevoltaje.

3.2.8. GUÍAS GENERALES PARA LA SOLUCIÓN DE PROBLEMAS EN LA SECCIÓN DE
COMPRESIÓN
Compresores Centrífugos. Normalmente no se presentan problemas graves en los sistemas de los
compresores centrífugos, si el diseño y la instalación fueron hechos por expertos y el personal de
mantenimiento ha atendido las instalaciones y los servicios de rutina que se requieren
Sin embargo, cuando se presentan los problemas, él resolverlos involucra varios ejercicios complicados a
causa de que deberán interpretarse los efectos que resultan debido a los cambios de varios parámetros de
operación y de diseño, y esto es bastante complejo.
Las siguientes son algunas guías útiles que se han seleccionado:
► Si la presión de succión es estrangulada, manteniendo el flujo volumétrico real constante en la succión,
entonces el flujo de masa y el flujo volumétrico estándar disminuirán.
► Si la temperatura es incrementada y el flujo volumétrico se mantiene constante, entonces el flujo
másico no cambia y el flujo volumétrico en la succión disminuirá
► Manteniendo constantes otros parámetros, la cabeza (head) disminuirá con un incremento del peso
molecular del gas, pero aumentará con el incremento de la relación de los calores específicos (Cp/Cv),
y esto también aumentará la temperatura de descarga significativamente.
► Manteniendo los otros factores constantes, una disminución en la presión de succión del compresor
reducirá la presión de descarga y el consumo de potencia.
► Una disminución en la temperatura de succión, aumentará ambos la temperatura de descarga y el
consumo de potencia.
► Un incremento en el peso molecular del gas aumentará ambos la presión de descarga y el consumo de
potencia.
► Una disminución en la relación de calores específicos (Cp/Cv) aumentará ligeramente la presión de
descarga del compresor, pero el consumo de potencia puede permanecer casi la misma.
► El punto de surge limita la capacidad mínima del compresor centrífugo y puede ocurrir entre el 50- 90%
del flujo de succión de diseño, con la correspondiente cabeza (head) de diseño, abajo del punto de
surge la relación “flujo-cabeza” toma una pendiente inversa. Igualmente, el punto stonewall determina el
límite superior de la capacidad del compresor, esto ocurre cuando la velocidad del gas se aproxima a la
velocidad del sonido en alguna parte del ojo del impulsor resultando en ondas de choque que restringen
el flujo, causando el efecto de “ahogamiento”.
► Durante la solución de los problemas es preciso graficar e interpretar las curvas de funcionamiento del
compresor ya que puede haber oportunidades de errores en usar condiciones actuales/ estándares, de
otra forma el análisis completo será engañoso.
OTROS PROBLEMAS EN COMPRESORES CENTRÍFUGOS
Los diferentes problemas y sus soluciones deben respaldar a las especificaciones de ingeniería actuales y
futuras, para prevenir los problemas en los compresores.

Algunos problemas son particulares debido a la localización del equipo o a un ajuste de las condiciones de
operación, pero muchos problemas son causados por característica de diseño que pueden ser corregidas en
futuras instalaciones.
Muchos problemas se presentan como resultado de mal balanceo causando vibración. En algunos equipos
se ha obtenido una amplitud total de la vibración de 1 mil, pero cuando el valor de la vibración es
aproximadamente el 40% de la vibración a la velocidad de operación, indica la existencia de chicoteo o remolino
de aceite en las chumaceras de tipo zapata fija, un análisis de vibración del compresor con sensores y un
osciloscopio dará un buen entendimiento de las condiciones y necesidades de mantenimiento del equipo.
• En el balanceo, dinámico es necesario especificar debido a la experiencia, que todos los rotores sean
dinámicamente balanceados adicionando como máximo 2 impulsores a la vez entre cada etapa de
balanceo, debiéndose calibrar la máquina balanceadora al finalizar la operación.
• Problemas torsionales y laterales. Actualmente los compresores son de flecha flexible. Los problemas
torsionales aparecen con accionadores de motor eléctrico síncrono, se deben eliminar los problemas
torsionales y laterales, especificando un rango aceptable de velocidad de operación y requiriendo nodos
torsionales, estén a un margen razonable de la velocidad de operación.
• Problemas en los coples. Los coples de alta velocidad, han sido objeto de muchas discusiones, los
problemas asociados con el seguro del cople flexible (cuña, dentado, etc.) ha provocado que muchos
diseñadores estudien la posibilidad de eliminar el cople flexible y usar uno sólido.
• El estudio de sustitución del cople indica:
• Asegurar una buena alineación en caliente.
• Amplios claros axiales en todos los sellos de laberinto.
• Actualmente se especifica que las chumaceras de empuje axial sean capaces de absorber del 20 al 30% de
la fuerza axial transmitida y requerir cavidades para drenaje de sedimento en coples tipo engrane o
dentado.
• Otro problema en el cople flexible es cuando diminutas partículas de polvo en el lubricante han bloqueado
los pasajes de aceite, la forma de solucionar esto es instalando filtro(s) de un micrón o menor en la línea de
alimentación del cople.
• Separadores. Un compresor requiere separación de líquidos del gas a la entrada de la unidad debido a
Interenfriamiento entre las etapas, estos deben ser cuidadosamente analizados, ya que la presencia de
líquido en la corriente de gas causa alta vibración, desbalanceo del rotor, erosión y corrosión de impulsores,
obstrucciones en los pasajes y una multitud de problemas que se pueden presentar por separadores de
líquidos inadecuados. Se debe instalar en los compresores de gas de proceso un colector o acumulador
horizontal para baja velocidad y un separador en la succión al compresor.
• Rotor. Las velocidades críticas (cuando se iguala la velocidad de giro de la flecha con la frecuencia del
metal de la misma), deben estar de 15-20% del margen arriba o debajo de la velocidad de operación.

• Rotores cortos para uno, dos o tres impulsores, generalmente operan debajo de la crítica. Rotores largos
para cuatro o más impulsores son diseñados para operar a velocidad entre la primera y segunda crítica.
• La segunda crítica es de 2 a 4 veces la magnitud de la primera crítica.
• Las velocidades críticas son afectadas por la flexibilidad de la flecha, de los cojinetes de la chumacera, de
la carcaza, etc. La amplitud de la vibración en la crítica sería infinita si no hubiese amortiguamiento.
Actualmente el efecto de amortiguamiento de los cojinetes, sellos y buen balanceo estático y dinámico del
rotor, permiten valores de amplitud aceptables en la crítica.
• Sistema de lubricación. La lubricación de éstas máquinas generalmente es proporcionada a presión. Si la
presión de lubricación disminuye, la lubricación a los rodamientos se suspende y puede llevar a la
destrucción de la máquina. El aceite para los compresores debe ser de una viscosidad adecuada y
formulado con aditivos químicos, para prevenir la fricción, la resistencia a la oxidación y el desgaste, no
debe ser corrosivo para las partes de la maquina, no debe formar espuma y separarse rápidamente del
agua. El aceite debe ser confirmado periódicamente para analizar cambios en la viscosidad, pH y
precipitación.
• Los sistemas de lubricación proporcionan en forma continua y a presión suficiente aceite limpio y frío (la
capacidad de retención mínima del sistema debe ser de 3 minutos a un flujo normal).
• El aceite es almacenado en un recipiente y de ahí es enviado por la bomba principal hasta los rodamientos.
Como el aceite se adelgaza cuando se calienta, no puede mantener una película protectora entre las partes
metálicas en movimiento, de aquí que deba ser enfriado antes de pasar a los rodamientos (no mantener
arriba de 50ºC el suministro de aceite).
• Pero éste enfriamiento no debe ser muy severo, pues espesa tanto el aceite que no fluiría adecuadamente
(las condiciones del sistema de enfriamiento debe ser: una velocidad del agua de enfriamiento de 1.5 a 2.5
m/s, presión de trabajo máxima ≥ 100 psig, caída de presión máxima de 15 psig, temperatura de entrada de
32º C).
• Después de pasar por el enfriador el aceite es filtrado para eliminar cualquier impureza que pudiera rayar
las chumaceras o provocar taponamientos en los conductos de lubricación (el filtro debe ser capaz de
remover el 99.5 % de partículas no mayores a 25 micrones y no tener una presión diferencial de 20 psig).
• En caso de que se tapara un filtro o un enfriador o que se parara la bomba de aceite, el compresor debe ser
parado de inmediato para evitar serios daños por falta de lubricación. Normalmente se tiene un filtro y un
enfriador de relevo para ser usado en caso de emergencia por taponamiento de alguno de ellos.
• Puesto que el sistema debe pararse si falla el sistema de lubricación, en algunas máquinas se tiene una
bomba principal que gira con la flecha de ésta y una auxiliar que entra en operación en emergencias y en el
período de arranque. Como equipo de protección se tiene normalmente una alarma, que actúa cuando baja
la presión de lubricación y un sistema de disparo que para la máquina si la presión de aceite baja del límite
permisible.

• Sellos Los sellos en el compresor son usualmente de contacto mecánico o de película de aceite y de gas
de sellos. La presión que se deberá mantener en el aceite de sellos es de 25 a 50 psig arriba de la presión
del gas de proceso.
• Si manejamos alta presión diferencial entre el aceite de sellos y el gas de sellos tenemos perdida de gas,
pero si tenemos baja presión diferencial corremos el riesgo de perder aceite en el sistema.*
RESUMEN
La función de la plataforma de compresión de gas amargo es la de comprimir y acondicionar el gas amargo
procedente de la plataforma de producción, a fin de enviarlo a tierra.

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