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Curso de Formación Superior
Curso Práctico de Diseño en Ingeniería de Procesos
25 horas
Organizado por el Grupo de Ingeniería Química y Medioambiental (GRUPO IMAES) de la ETSII de la UCLM.
Metodología: A distancia vía internet
Autor del temario: Jesús García Gómez Dr. Ingeniero Químico Repsol
Curso Práctico de Diseño en Ingeniería de Procesos
Índice 1
Curso Práctico de Diseño en Ingeniería de Procesos
ÍNDICE
1. Funciones del Ingeniero de Procesos 2
2. Diseño Básico de Procesos
2.1. Especificaciones de Proceso 9
2.2. Diseño de Recipientes 21
2.3. Diseño de Bombas 33
2.4. Diseño de Compresores 42
2.5. Diseño de Intercambiadores de Calor 48
2.6. Diseño de Hornos 60
2.7. Diseño de Tuberías 67
2.8. Diseño de Sistemas de Alivio de Presión 71
2.9. Ejemplos prácticos de diseño 85
3. Control de Procesos
3.1. Control Básico 104
3.2. Control Avanzado 114
3.3. Diseño de Instrumentos y Válvulas de Control 119
4. Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 125
5. Bibliografía 153
Curso Práctico de Diseño en Ingeniería de Procesos
Funciones del Ingeniero de Procesos 2
1. FUNCIONES DEL INGENIERO DE PROCESOS
1.1. El Ingeniero de Procesos
El Ingeniero de Procesos es el profesional que diseña las bases de los procesos
productivos, y es el responsable del soporte técnico en el seguimiento del
funcionamiento de los mismos.
Asimismo, proporciona la base técnica en la elaboración de modificaciones de
instalaciones o de su operación, tendentes todas ellas a aumentar el margen de
producción.
Por último, el trabajo de este profesional contribuye a la seguridad del proceso y
permite mejorar la calidad de los productos y reducir su impacto en el medio
ambiente.
1.2. Funciones del Ingeniero de Procesos
El Ingeniero de Procesos puede no sólo diseñar los procesos productivos sino que
también está capacitado para introducir modificaciones y así lograr una mayor
eficiencia, calidad, productividad y rentabilidad. Las funciones que puede
desempeñar son numerosas, citándose a continuación las más importantes:
1. Analizar las variables de operación y los parámetros económicos más
relevantes de las Unidades encomendadas, optimizando los beneficios de las
mismas.
2. Proponer, estudiar y evaluar los beneficios asociados a las modificaciones de
los parámetros operativos o de las instalaciones.
3. Participar en la Ingeniería Básica (Diseño Básico) de pequeñas modificaciones
y colaborar en el diseño conceptual e Ingeniería Básica de proyectos
relevantes.
4. Modelizar y simular los procesos productivos a su cargo.
5. Participar en el comisionado y la puesta en marcha en unidades nuevas o
modificaciones de existentes, así como en test de plantas o equipos.
6. Colaborar y participar en los estudios de los Centros Tecnológicos o de
Investigación relacionados con la mejora de los procesos de producción y el
desarrollo de nuevos productos en planta.
7. Participar en la elaboración de informes comparativos (benchmarking) con
otras compañías del sector y estudios especiales de unidades.
Curso Práctico de Diseño en Ingeniería de Procesos
Funciones del Ingeniero de Procesos 3
1.3. Competencias del Ingeniero de Procesos
Para desempeñar las funciones antes descritas, el Ingeniero de Procesos (IP) debe
poseer sólidos conocimientos en las siguientes áreas:
1.3.1. Diseño básico de procesos
Posiblemente esta sea una de sus áreas de trabajo más importantes. Es
responsabilidad del Ingeniero de Procesos el diseño de un nuevo proceso o de la
modificación de uno existente, desde la idea del mismo (conceptualización), hasta la
definición y determinación de los principios de diseño (Ingeniería Básica del Proceso).
Este diseño básico incluye los Balances de Materia y Energía, así como el cálculo de
las principales variables operativas y de diseño de equipos (bombas, hornos,
cambiadores, etc.).
Así, la parte de la Ingeniería de un Proyecto que normalmente se conoce como
Diseño Básico de Proceso o Ingeniería Básica engloba los trabajos necesarios para
recoger toda la información de proceso, “know-how” o conocimientos específicos de
diseño y operación de la nueva Planta a instalar o de una Unidad ya existente a
modificar con el Proyecto.
Este apartado se verá con más detalle en el capítulo 2.
1.3.2. Control de procesos
El control de procesos tiene por objeto mantener las variables de proceso (como
temperaturas, presiones, caudales y composiciones) en un valor de operación
determinado.
Los procesos son dinámicos por naturaleza y continuamente están ocurriendo
cambios. Si no se toman las acciones oportunas, las variables importantes (aquellas
que están relacionadas con la seguridad, la calidad y la producción) no alcanzarán los
valores deseados.
Por este motivo, es ineludible la preparación de una correcta estrategia para el
control del proceso, como se verá con más detalle en el capítulo 3.
1.3.3. Simulación y optimización de procesos. Uso de Modelos
Una definición bastante generalizada de modelo es “una representación simplificada
de la realidad en la que aparecen algunas de sus propiedades”.
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Funciones del Ingeniero de Procesos 4
De la definición se deduce que la versión de la realidad que se realiza a través de un
modelo pretende reproducir solamente algunas propiedades del sistema original, que
se representa por otro sistema de menor complejidad (el modelo).
Sobre la creación y utilización de los modelos que representan el funcionamiento de
un proceso productivo, se basan las técnicas de simulación y optimización de
procesos.
Así, podemos considerar a la tarea de simulación como aquella en la cual
proponemos ciertos valores de entrada al simulador o programa de simulación para
obtener ciertos resultados o valores de salida, tales que estiman el comportamiento
del sistema real bajo esas condiciones.
Las herramientas de simulación pueden clasificarse según diversos criterios, por
ejemplo, según el tipo de procesos (batch o continuo), si involucra el tiempo
(estacionario o dinámico), si maneja variables estocásticas o determinísticas,
variables cuantitativas o cualitativas, etc.
El Ingeniero de Procesos utiliza estas herramientas de simulación para la
determinación de las condiciones operativas que determinan el máximo de la
relación producción/coste, esto es, la optimización del proceso.
Un buen modelo, esto es, un modelo “real” del proceso, permite predecir los
cambios en la producción ante variaciones en las variables de entrada o de control,
lo que permite llevar al proceso al punto de funcionamiento deseado.
La cantidad y diversidad de modelos es inmensa. Hay tantos modelos como procesos
de producción existen. Al tratar aquí de un curso de Ingeniería de Procesos general,
no se entrará en la descripción y aplicación concreta de ninguno de ellos.
1.3.4. Asistencia a la Operación de unidades
El objetivo del Departamento de Producción de una empresa es el de operar las
unidades de proceso de la misma, para satisfacer la demanda de productos a partir
de unas determinadas materias primas. Todo ello se lleva a cabo con unos objetivos
de cantidad, calidad tiempo y coste, de forma segura y de acuerdo a los
procedimientos de la empresa y el ordenamiento legal en vigor.
Para asegurar la consecución de estos objetivos hay numerosos departamentos que
deben de colaborar con producción y, desde este punto de vista, son suministradores
de servicios.
Para este fin, el departamento de Procesos contribuye proporcionando el soporte
técnico en el seguimiento de los procesos productivos, siendo parte fundamental en
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Funciones del Ingeniero de Procesos 5
la elaboración de las modificaciones de las instalaciones para mejorar el margen
económico de la producción, la calidad de los productos y para reducir el impacto de
la actividad económica en el medio ambiente.
Aunque el Ingeniero de Procesos no es el responsable último de la Operación, a la vez
que realiza sus estudios y tareas de análisis, sí debe intentar conocer la situación y
los problemas de la operación diaria.
Este conocimiento de los problemas diarios le va a proporcionar una visión que le
permitirá dar la mejor solución a los problemas planteados.
1.3.5. Optimización Energética de las unidades. Eficiencia Energética
La energía es un activo estratégico en la actividad económica de cualquier industria.
Por este motivo, una adecuada gestión de la misma, evitando consumos innecesarios
supone un aspecto cada vez más importante en la operación de cualquier unidad o
planta de proceso.
El Ingeniero de Procesos, como responsable de la optimización de las variables de
proceso, tendrá entre sus funciones aplicar las mejores prácticas de eficiencia
energética, para conseguir los menores consumos específicos en la unidad.
La buena gestión de la energía reduce el consumo de combustibles fósiles (de los que
depende mayoritariamente nuestro suministro energético) y es una de las mejores
alternativas para reducir las emisiones de CO2.
En el capítulo 4 se mostrarán algunas de las principales técnicas de eficiencia
energética aplicadas a la industria.
1.3.6. Comisionado y la puesta en marcha en unidades nuevas
En un proyecto de Ingeniería se pueden distinguir las siguientes fases: Ingeniería
Básica, Ingeniería de detalle, Compras, Construcción, Precomisionado y Puesta en
Marcha. Mientras que cada una de estas actividades tiene su propia importancia, las
tareas de construcción y de precomisionado se consideran como dos etapas cruciales
de cara a tener un arranque de la planta rápido y con éxito.
El Comisionado de la planta implica todas las actividades que van desde la
terminación mecánica hasta que se terminan las pruebas de garantía de la planta de
proceso.
Con anterioridad a la finalización de la construcción mecánica de una planta, ya ha
sido formado un equipo o grupo de puesta en marcha. Este grupo, que depende de
Producción, es una organización transitoria y una de sus responsabilidades es aceptar
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la nueva instalación de la empresa de Ingeniería contratada para el diseño de
detalle, la construcción y la puesta en marcha de la nueva instalación.
Este grupo abarca toda la organización, incluyendo Operación, Mantenimiento,
Inspección y Procesos, y tiene la función de poner en marcha la nueva instalación. En
casos especiales se utiliza lo que denominamos “llave en mano”, en que la
propiedad acepta la instalación una vez finalizada la puesta en marcha y con el test
de garantía realizado.
La aceptación de la instalación se efectúa mediante unos protocolos establecidos en
los cuales se incluyen todo la documentación de las pruebas efectuadas así como las
legalizaciones por parte de las administraciones correspondientes.
El Ingeniero de Procesos debe validar que las pruebas efectuadas en la puesta en
marcha corresponden con las bases de diseño de la nueva unidad: ajuste de las
variables de operación a las condiciones de diseño, estabilidad del control de la
operación, cantidad y calidad de producción, consumos de servicios auxiliares (vapor,
electricidad, etc.).
1.3.7. Participación en proyectos de inversión
Un proyecto de inversión es una propuesta de acción técnica para resolver una
necesidad utilizando un conjunto de recursos disponibles, los cuales pueden ser,
recursos humanos, materiales y tecnológicos entre otros.
Está formado por una serie de estudios que permiten a la empresa saber si el nuevo
proyecto o idea es viable, se puede realizar y proporcionará beneficios.
Un proyecto de inversión suele estar formado por cuatro tipos de estudios: estudio de
mercado, estudio financiero, estudio de organización y estudio técnico. Es en este
último en el que el Ingeniero de Procesos colaborará para su desarrollo.
El objetivo del estudio técnico es diseñar la nueva unidad de producción. Al elegir
una alternativa técnica a otras, es porque se sabe o se puede investigar que es la
mejor opción para la producción de un producto. Así, en el estudio técnico se define:
o La ubicación de las instalaciones del proyecto
o Las materias primas a utilizar
o Los productos a obtener
o Las características del proceso a implantar
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Funciones del Ingeniero de Procesos 7
1.3.8. Estudios de Benchmarking
El Ingeniero de Procesos, para cumplir eficazmente las funciones de analizar las
variables de operación y de proponer modificaciones de los parámetros operativos o
de las instalaciones, deberá estudiar en qué posición se encuentra su unidad en
relación con otras semejantes. Estos procesos de intercomparación se agrupan bajo
la denominación de Benchmarking.
El Benchmarking es el proceso mediante el cual se identifican e incorporan las
mejores prácticas para mejorar el trabajo. Entendiéndose por mejores prácticas
aquellos procesos que han tenido éxito a través del tiempo con resultados
cuantificables, reconocidos y repetitivos, en los que se ha utilizado la innovación y
cuyas técnicas pueden ser generalizables a distintas áreas y culturas
organizacionales.
Cada empresa define el Benchmarking de forma particular a la luz de sus
operaciones, necesidades y objetivos que quiera lograr. Sin embargo, existen unos
elementos básicos que trascienden la diversidad de enfoques y caracterizan el
concepto:
o Continuidad. Implica que es un proceso dinámico que se realiza por un
periodo extendido de tiempo y no una actividad a corto plazo.
o Metodología. Implica que es un proceso sistemático, estructurado e
investigativo donde se definen situaciones, se toman decisiones basadas en el
análisis de información, y se estimula el cambio y mejora.
o Objetivo de evaluación. Indica que el Benchmarking no se limita a una sola
faceta de la actividad. Se utiliza para investigar y entender los procesos de
trabajo, las prácticas de negocio, operaciones y funciones, al igual que los
productos y servicios resultantes de estas actividades.
o Objeto de evaluación. Implica que este proceso se utiliza para comparar
unidades o procesos cuyas prácticas y resultados sean similares, aunque no
sean competidores. La organización u organizaciones que se toman como
punto de referencia (benchmark) deben ser aquellas que se consideran líderes
e innovadores en sus respectivos mercados o industrias.
1.3.9. Sistemas de Gestión en Calidad, Seguridad y Medio Ambiente
En el mundo industrial de hoy en día, es ineludible la implantación y utilización de
Sistemas de Gestión de la Calidad, la Seguridad y el Medio Ambiente. Su correcto
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funcionamiento se ha convertido en una exigencia, y en consecuencia, un reto para
las empresas, lo cual redunda en una mejor posición competitiva.
Aunque un Ingeniero de Procesos no tiene como función la implantación de estos
sistemas, sí debe conocer las líneas generales de establecimiento de los mismos, en
lo que afectan a la optimización del proceso productivo sobre el que trabaja.
Así, deberá realizar un diseño y un control adecuado del proceso para asegurar la
calidad en la producción, que dicho proceso presente un impacto mínimo sobre el
medio ambiente, y que el diseño del mismo no ponga en peligro la seguridad del
propio proceso o de las personas.
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Diseño Básico de Procesos 9
2. DISEÑO BÁSICO DE PROCESOS
2.1. Especificaciones de Proceso 2.1.1. Diseño Básico de Procesos La parte de la Ingeniería de un Proyecto que normalmente se conoce como Diseño Básico o Ingeniería Básica de Proceso engloba los trabajos necesarios para recoger toda la información de proceso, know-how o conocimientos específicos de diseño y operación de la nueva Planta a instalar o de una Unidad ya existente a modificar con el Proyecto. 2.1.1.2. Contenido Los trabajos de Diseño Básico se recogen en un Libro de Ingeniería Básica (IB) que, aunque varía en el alcance de su contenido dependiendo de la empresa de Ingeniería que lo elabora y del tipo de Proyecto considerado, suele incluir las tres siguientes secciones diferenciadas: Especificaciones del proceso - Bases de diseño del Proyecto - Descripción del Proceso - Diagrama de proceso (PFD) - Balances de calor y materia y de servicios auxiliares - Condiciones básicas de operación - Catalizadores y productos químicos - Seguridad y Medio Ambiente Esta parte de la IB es la más relacionada con el conocimiento específico del proceso (también se conoce como Ingeniería de Proceso) y requiere aplicar los principios fundamentales de la Ingeniería (equilibrio, termodinámica, transferencia de masa y calor, balance de materia y energía, operaciones unitarias, etc.), así como una buena dosis de “sentido común”, experiencia y criterios económicos coste / beneficio que conduzcan finalmente a una planta viable que satisfaga las expectativas de diseño, operación, flexibilidad, fiabilidad, seguridad y medio ambiente con un coste económico razonable. Las especificaciones de proceso requieren un porcentaje en horas pequeño (10% de la IB; <1% del total del Proyecto) para su elaboración y sin embargo pueden tener un
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efecto final en la economía y operatividad de la planta muy superior a cualquier otra fase del diseño. Especificaciones de equipo Partiendo de las especificaciones de procesos, el encargado de elaborar las especificaciones de equipo del Proyecto, deberá cubrir el siguiente alcance: - Generales - Hornos y calderas - Recipientes, columnas destilación, tanques y esferas,... - Intercambiadores de calor - Bombas y compresores - Instrumentación y válvulas de control - Tuberías, válvulas de seguridad - Equipos de vacío - Misceláneos (filtros, mezcladores, atrapallamas, desrecalentadores,...) - Selección de materiales - Clasificación de motores - Diagramas de línea e instrumentos (P&ID’s) - Plano de implantación - Interconexiones - Información de Ingeniería Detalle requerida para revisión En resumen contiene las hojas de Datos de diseño básicos del equipo, líneas e instrumentación empleadas para desarrollar posteriormente la Ingeniería de Detalle. El ingeniero encargado de las especificaciones de equipo puede ser, según la organización de la Ingeniería, el mismo Ingeniero de Procesos o bien otro Ingeniero normalmente denominado de Proyecto. Incluso pueden ser realizadas por dos Ingenierías distintas, especialmente en el caso de Procesos licenciados en el que la Ingeniería que dispone de la patente elabora las especificaciones de proceso y, en ocasiones la especificación del equipo patentado, y encarga a Ingenierías externas con las que tiene acuerdos establecidos la elaboración del resto de especificaciones de equipo. No es necesario decir que el ingeniero encargado de elaborar estas especificaciones debe mantener permanente contacto con los especialistas de la Ingeniería de las distintas especialidades involucradas.
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Guía de operación Guía de operación: Contiene los fundamentos básicos del proceso y los criterios de operación y control en marcha normal, así como procedimientos de puesta en marcha, parada y operaciones especiales (por ejemplo regeneración de catalizadores, etc.) La Ingeniería de Detalle prepara un Manual de Operación a partir de esta Guía, particularizando todos los procedimientos para la Unidad finalmente construida. 2.1.1.3. Finalidad de la Ingeniería Básica El libro de Ingeniería Básica es el documento técnico que servirá para que cualquier empresa de Ingeniería pueda acometer las siguientes fases del Proyecto hasta la construcción de la Unidad, aplicando métodos de cálculo y códigos de diseño estandarizados en la Industria o incluidos en la Legislación vigente. Este libro será un punto de referencia para el desarrollo posterior de la ingeniería del Proyecto puesto que su contenido recoge las bases y criterios de diseño para el Proyecto, e incluye toda la información y conocimiento específico del Proceso así como las especificaciones básicas de diseño de los equipos necesarios para el funcionamiento de la Planta. 2.1.1.4. Etapas previas a la Ingeniería Básica Normalmente cuando en el desarrollo de un Proyecto de Inversión para instalar o modificar nuevas unidades de producción se acomete la fase de Diseño Básico de Procesos, previamente ya se han cubierto las siguientes etapas:
- Principales Bases de Diseño - Estudios de viabilidad técnico-económica del proyecto - Selección de Tecnología - Aprobación de la Inversión
En determinados Proyectos, la Ingeniería Básica se realiza como parte de la fase de evaluación técnico-económica lo que presenta los pros y contras que se muestran a continuación. Ventajas La toma de decisión de invertir capital en los activos que constituyen el Proyecto es más segura porque:
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- La definición técnica es más fiable y detallada - La inversión puede ser estimada con mayor exactitud (incluso con ofertas de
equipo principal) - El tiempo de ejecución del Proyecto se puede reducir porque la fase de
viabilidad técnico-económica incluye un paquete de Ingeniería Básica válido para la ejecución posterior del Proyecto.
Inconvenientes La toma de decisión de invertir es más lenta (la Ingeniería Básica puede durar entre 2-10 meses) y más cara (normalmente el coste de IB puede suponer entre el 1-8% de la inversión global del Proyecto) lo que puede ocasionar:
- Pérdida de oportunidad - Coste hundido si el proyecto no se aprueba
Decisión Cada compañía tiene su propia “visión” y metodología a la hora de decidir cuando abordar la fase de Ingeniería Básica del Proyecto, pero de forma general se debe considerar la realización de Ingeniería Básica antes de la aprobación de la inversión al menos en las siguientes circunstancias:
- Proyectos de necesidad y / o amenaza Son proyectos relativamente planificables y que con buen grado de certeza serán realizados por lo que se dispone de tiempo antes de tomar la decisión de invertir y con poco riesgo de incurrir en un coste hundido. - Grandes Proyectos Donde la necesidad de disponer de un elevado grado de definición técnica es imprescindible tanto para estimar el valor añadido del Proyecto como para disponer de una inversión estimada con un margen de error pequeño (± 10%). - Proyectos desarrollados bajo la modalidad “llave en mano”. Esta modalidad implica la realización de la Planta por una compañía de Ingeniería contratada por la Propiedad para todas las actividades del Proyecto: ingeniería, compra de equipos y materiales, montaje, comisionado, puesta en marcha y operación hasta cumplimiento de las garantías de funcionamiento de la Planta. Es
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imprescindible para el éxito de este tipo de Proyectos partir de una definición detallada del alcance del Proyecto, lo que pasa necesariamente por tener la fase de IB terminada, para poder realizar una petición de oferta y un Contrato con la Ingeniería que se ajuste a las necesidades de la Planta a Instalar.
2.1.1.5. Desarrollo del Proyecto a partir de la Ingeniería Básica Se acometen las siguientes etapas: - Ingeniería de Detalle - Compra y aceptación de equipos y materiales - Construcción y montaje - Comisionado y puesta en marcha - Test de funcionamiento y garantías de proceso Es habitual solapar las etapas de Ingeniería Básica con la Ingeniería de Detalle y la compra de equipos que constituyen un camino crítico en el desarrollo del Proyecto. 2.1.2. Especificaciones de Proceso En primer lugar suele realizarse una presentación general del proyecto en la que se incluyen: - Nombre del propietario de la Unidad - Número y nombre del proyecto - Localización de la Planta - Tipo de Unidades a instalar y capacidad nominal de las Plantas 2.1.2.1 Definición de Bases del Diseño Bases de Diseño de Proceso Este apartado debe contener, como mínimo, la siguiente información:
- Definición de los distintos Casos de Diseño si la Unidad puede operar en distintas condiciones (distintas cargas, productos, condiciones de operación, etc.)
- Cargas a la Unidad: caudal nominal y de diseño, composición, especificaciones, propiedades típicas, contaminantes.
- Productos de la Unidad: caudal, composición, propiedades requeridas o especificaciones y propiedades típicas, bien diferenciadas.
- Condiciones en Límite de Batería (L.B.): presión y temperatura de cargas y productos en los límites físicos de la Unidad. De las cargas vienen definidas
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por la procedencia de las mismas (almacenamiento, otras unidades, etc.). Para los productos se definen las necesarias para el destino final que se quiera dar a los productos (normalmente Almacenamiento)
Criterios de Diseño de Proceso Incluye la información técnica no contenida en los puntos anteriores necesaria para realizar el Libro de IB como:
- Factor de Operación de la Unidad: hr/año (normalmente 8.000) - “Turndown” o carga mínima: típico 50-60% del valor de diseño - Criterios de sobrediseño de la Unidad o de algún equipo en concreto (si no se
especifica, se darán valores típicos) - Conversión deseada para reacciones químicas, grado de recuperación de
componentes clave en separaciones físicas - Capacidad de Almacenamiento deseada - Otros condicionantes o limitaciones a ser consideradas durante el diseño (por
ejemplo uso predominante de agua o aire en enfriadores). Este capítulo suele ser más relevante en el caso de modificaciones de Unidades existentes que en diseños nuevos, para los que se suelen emplear criterios más estandarizados en el diseño. Datos Básicos de diseño de Ingeniería Contiene datos técnicos necesarios para el cálculo de equipos que se incorporará a las Especificaciones de Ingeniería Básica: General Identificación de la Planta (Empresa, Planta / Sección, Ubicación, número de Unidad) y Normas generales de diseño y códigos aplicables (Por ejemplo ASME, ASTM, TEMA, API, UNE,...). Datos de Servicios Auxiliares
- Vapor de Agua: Niveles de P, T en calderas de generación y en Planta de Proceso (Normal, mínimo, máximo y diseño)
- Condensado: P, T (normal, diseño) - Electricidad: Niveles de voltaje, fase y frecuencia.
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- Agua refrigeración: P y T (suministro, devolución y diseño), características analíticas
- Agua bruta: Fuente de suministro, P y T suministro, análisis. - Agua desmineralizada / Agua de calderas: Niveles de P y T (normal, mínimo y
diseño) y analítica. - Combustible:
* Gas: análisis composición, P y T de suministro, P diseño, poder calorífico (inf. / sup. ) Punto de rocío de los humos * Líquido: características (densidad, viscosidad a dos temperaturas, cenizas, asfaltenos, S, Na, V), P y T suministro, poder calorífico y punto de rocío de los humos
- Aire planta e instrumentos: P (suministro, diseño), análisis, punto de rocío. - Nitrógeno u otro gas inerte: P y T (normal, mínimo y diseño). - Coste unitario de cada servicio y criterios de rentabilidad para estudios de
optimización energética y elección de distintas alternativas de proceso. Criterios de diseño de equipo e instrumentación Cuando la empresa que encarga la IB del proyecto desea que se sigan ciertas normas o criterios de diseño de equipo, deben incluirse aquí. En caso de omitirse serán seguidas las normas que el Ingeniero de Proceso considere más convenientes. A modo tan solo de ejemplo, indicamos:
• Equipo: - Tipo de bombas preferidas y política de reservas - Numeración líneas, equipos e instrumentos - Longitud preferida de cambiadores, factores de ensuciamiento - Preferencia de tipo de platos para columnas
• Instrumentación y Control: - Dónde poner medidores (Q, T, P) - Tipo de instrumentación y sistema de control - Uso de válvulas de seguridad. Descarga a antorcha.
• Tuberías: Diámetros permitidos. • Materiales: Preferencias • Medio ambiente: Requerimiento de emisiones gaseosas, líquidos y sólidos.
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Datos geográficos y climáticos Elevación de la Unidad sobre el nivel del mar (Patm), temperatura ambiente (Invierno-Verano), pluviometría, rosa de vientos, zona sísmica, etc. Sistema de Unidades a utilizar Se indicará que sistema de unidades se va a emplear (SI, Inglés, etc.) y/o si deberán usarse unidades específicas para cada planta. 2.1.2.2 Descripción de la Unidad Es un texto explicativo que, apoyándose en el Diagrama de Proceso, va detallando la secuencia del proceso desde la entrada de las corrientes de alimentación hasta la salida de los productos a su destino, describiendo la secuencia de las operaciones y detallando las funciones y las condiciones de operación de los equipos y haciendo énfasis en los aspectos fundamentales del proceso como el control básico, los caudales, rendimientos, conversiones de las reacciones químicas, etc. Diagrama de proceso (PFD, Process Flow Diagram) Es el plano básico que permite, junto con la descripción de la Unidad, explicar todos los aspectos relacionados con el proceso de funcionamiento de la Unidad. Muestra la configuración o esquema básico del proceso y contiene:
- Todas las corrientes principales de proceso representadas por líneas con una flecha que indica la dirección del flujo.
- Todos los equipos principales (recipientes, columna de destilación, reactores, intercambiadores, bombas, hornos,...) identificados con una nomenclatura específica (por ejemplo un intercambiador E-1001) y representados con unos símbolos típicos.
- Los controles más importantes de caudal, presión, temperatura, nivel y otros desde el punto de vista del proceso.
- Información numérica: • Identificación de equipos e instrumentos • Identificación de corrientes • Condiciones de operación normal:
o Presión, temperatura y caudal de las corrientes que sufren alteración
o Calor intercambiado en cambiadores y hornos
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- Las corrientes de servicios usadas para calentar y enfriar se identifican con caudal, P y T
Esta información de condiciones de proceso debe facilitarse para cada uno de los casos de diseño definidos, bien diferenciándolos en el mismo PFD, o bien incluyendo un PFD para cada caso de diseño. Es un hito importante en la ejecución de la IB la aprobación de los PFD’s por el cliente ya que a partir de ellos y del balance de materia y energía se inicia el grueso del trabajo de IB: lista de equipo y especificaciones del mismo, diagramas de ingeniería (P&ID’s), esquema básico de control, trabajos de planimetría, etc. Precisamente por su impacto en el desarrollo de las fases siguientes de la IB es obligado que los PFD’s presten especial cuidado tanto a la disposición lógica de los equipos para asegurar la claridad en su interpretación, como a que cada PFD contenga secciones del proceso completas y ordenadas de forma secuencial. En el caso de Proyectos complejos con varias Plantas de Proceso suelen incluirse diagramas de bloques en los que cada Unidad se representa como un bloque y se indican las alimentaciones y productos de cada una y las corrientes intermedias entre las distintas Unidades. Balances de calor y materia de unidades de proceso Se preparan normalmente en forma de tabla incluyendo para cada corriente de proceso identificada en el PFD:
• Número identificativo y descripción de la corriente • Caudales horarios
- Másicos (kg/h) - Molares (kmol/h) - Volumétricos:
m3/h @ P y T operación y m3/h (a 15ºC) para LIQUIDOS m3/h @ P y T operación y Nm3/h (a 0ºC y 1 atm) para GASES
- Entalpía en kcal/h • Condiciones de operación
- Presión (kg/cm2g) - Temperatura (ºC) - Fracción vaporizada
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• Propiedades: - Densidad @ P y T operación y peso específico 15ºC/15ºC para líquidos - Densidad @ P y T operación y densidad relativa al aire para gases - Peso molecular - Factor compresibilidad para gases - Viscosidad a dos temperaturas para líquidos - Viscosidad @ P y T de operación para gases - Calor específico - Conductividad térmica - Composición: Másica, molar y volumen líquido en componentes puros o pseudocomponentes, impurezas y componentes tóxicos o corrosivos.
En esta sección se encuentran todos los datos de las corrientes de proceso que se necesitan para el cálculo y la especificación de los equipos de la Planta por lo que es importante:
- Evitar errores. Normalmente se emplean los resultados de un simulador comercial de procesos que deben ser analizados con criterio por el Ingeniero de Procesos.
- Evitar inconsistencias relevantes. Las características de algunas corrientes no se conocen en ocasiones hasta el cálculo de equipos por lo que es importante la coordinación final.
Condiciones básicas de operación En este apartado se definen las condiciones básicas de operación del equipo principal de la Unidad. En caso de existir más de un caso de diseño (por ejemplo principio de ciclo y final de ciclo), se diferenciarán las condiciones de operación para los distintos casos. Como ejemplos sirvan los siguientes:
- Reactores - Número de reactores y lechos - P de entrada y salida - T de entrada y salida - Caudal de las alimentaciones y quench - Velocidad espacial - Tipos de reacción. Calor de reacción y constantes de equilibrio
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- Conversión - Selectividad - Catalizador:
o Volumen necesario o Tipo o Vida (primer ciclo, vida total, regeneraciones) o Consumo
- Columnas de destilación - P y T en plato de cabeza, alimentación y fondo - Relación de Reflujo / Rehervidor - Número de etapas reales / teóricas - Especificaciones de los productos - Cambiadores de calor - Número de carcasas en paralelo o serie - Calor intercambiado - Temperaturas de entrada / salida
Consumo y producciones de servicios auxiliares Suele presentarse en forma de tabla un resumen de los consumos o producciones de servicios auxiliares desglosados por equipos principales para:
- Vapor - Condensado - Energía eléctrica - Agua de refrigeración - Agua desmineralizada o de calderas
A los que se añaden los consumos generales de la Planta (por ejemplo consumo de agua de refrigeración en bombas y otros servicios, consumo de energía eléctrica para iluminación y otros) Para el resto de servicios auxiliares como nitrógeno, aire de planta e instrumentos se facilita normalmente una cifra estimativa de consumo global. Catalizadores y productos químicos Se especificarán los catalizadores y otros materiales activos, soportes de catalizadores y productos químicos requeridos en el proceso detallando:
- Tipos, características y propiedades
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- Cargas iniciales - Consumos estimados - Suministradores recomendados
Seguridad y Medio Ambiente Se indicarán todas aquellas prevenciones especiales de seguridad que requiere el proceso en razón de los productos tratados o de las operaciones que tienen lugar en la Unidad. Se especificarán los efluentes sólidos, líquidos y gaseosos producidos en el proceso tanto en operación normal como en operaciones especiales y paradas de la Unidad:
- Caudales normales y máximos - Composición
Se indicarán métodos y precauciones necesarias para su manejo y destino final. Se entiende por efluente todo producto de la Planta que no tienen un fin comercial y no se reprocesa dentro de la propia instalación industrial, por ejemplo:
- Efluente gas: humos de combustión en hornos y calderas - Efluente líquido: aguas de purgas, vaciado y limpieza - Efluente sólido: catalizador gastado
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2.2. Diseño de Recipientes 2.2.1. Introducción Los recipientes a presión en la industria suelen ser de forma cilíndrica con fondos curvos y se dedican a contener líquidos (en alguna ocasión sólidos), o bien a separar varias fases entre sí. Los sistemas de almacenamiento (tanques atmosféricos, esferas, etc.), debido a su gran volumen, ocupan mucho espacio, y por consideraciones de seguridad, suelen situarse en áreas dedicadas fuera del L.B. de las plantas de proceso, mientras que los recipientes a presión de proceso suelen estar dentro del Límite de Batería de las unidades. 2.2.2. Recipientes a Presión. Condiciones de Diseño Especificaciones de diseño En general, para recipientes a presión se seguirá el código ASME Section VIII, así como Especificaciones propias de recipientes a presión. Presión de diseño Presión de operación Presión de diseño a) entre 0 y 1 kg/cm2g 3,5 kg/cm2g b) por encima de 1 kg/cm2g La mayor entre:
- Presión de operación + 1,75 kg/cm2 - Presión de operación x 1.1 - 3,5 kg/cm2g
Si el recipiente puede estar bajo condiciones de vacío se tendrá también en cuenta esta situación. Temperatura de diseño
- La temperatura de diseño será la máxima temperatura de operación más 15°C (algunas compañías utilizan un criterio más conservador de 28ºC). La mínima temperatura de diseño será 85 ºC.
- Recipientes que contienen fluidos cuyo punto de burbuja a presión atmosférica sea menor de 0°C, tendrán una temperatura de diseño de esa temperatura de punto de burbuja a presión atmosférica.
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- Excepto en el caso de recipientes con aislamiento interno, la temperatura del metal se considerará igual que la temperatura del fluido contenido.
- Cuando haya zonas en el recipiente que operan a diferentes temperaturas y estas zonas pueden ser definidas claramente, cada zona se diseñará basada en su temperatura de diseño respectiva.
TANQUE ESFERICO
Atmósfera
Vapor
Nitrógeno
Medidor de nivelBoca de hombre
Válvulas de bloqueo van enclavadas
EntradaSalida
Boca de hombre
HCV HCV
Figura 2.2.1. Esferas
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Criterios de Diseño de Recipientes a Presión La información mínima que deberá incluir la Especificación de Ingeniería Básica será:
- Número de identificación del equipo - Servicio: descripción corta del servicio del equipo - Condiciones de Presión y Temperatura: incluyen T y P normales de operación
y T y P de diseño mecánico del equipo (según se ha indicado en el apartado anterior).
- Nivel de líquido: con ello se define la capacidad normal de llenado y la altura de las conexiones de nivel en el recipiente.
- Materiales: Se especificará el material con que se construyen la carcasa y los fondos (normalmente el mismo).
- Sobreespesor de corrosión. Es el espesor que se da a un recipiente por encima del calculado para prever la pérdida de espesor con el tiempo debido a la corrosión. Es una función de la corrosividad del producto dentro del recipiente a las condiciones de operación y del número de años de vida del recipiente que se deseen. Valores típicos son:
o Productos poco corrosivos: 1,5-3 mm (normalmente 3) o Productos corrosivos: 3-6 mm. o Si el cálculo da > 6mm � Mejor especificar otro material
A menos que se especifique por los motivos anteriores u otros un valor, se consideran como mínimo los siguientes valores:
Material del recipiente Sobreespesor de corrosión (mm)
Aceros al carbono (1) 3 Aceros de baja aleación (2) 3
Aceros de media aleación (3) 1,5 Aceros de alta aleación (4) 1,5
Materiales no férricos 0,5 (1) Incluye cualquier tipo de aceros al carbono y microaleaciones (carbon
steel, carbonmanganese steels y microalloy carbon steels). (2) Incluye los siguientes aceros: ½ % Cr - ½ % Mo;1% Cr - ½ Mo; 1 ¼ % Cr - ½ Mo y 2 ¼ Cr - 1% Mo. (3) Incluye aceros: 5% Cr - ½ % Mo y 9% Cr - 1% Mo. (4) Incluye aceros con más de 9% Cr.
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- Tratamiento térmico. No se entra en este aspecto aquí, ya que normalmente se especifica en Ingeniería de Detalle.
- Aislamiento: Se especifica si el equipo debe ser aislado o no - Protección personal: para evitar quemaduras por contacto. Para superficies
metálicas se pone cuando T operación > 65º C. - Pérdidas de calor: Se pone por ahorro energético en equipos donde se está
calentando con vapor, combustible, etc. - Traceado: con serpentines de vapor y aislamiento exterior. Se instala para
evitar congelaciones, impedir condensaciones de productos corrosivos, etc. - Conexiones: Se trata de conexiones bridadas a las que se conectará el
recipiente con el exterior que le rodea. Cada conexión se identifica por una sigla (normalmente una letra o número); se dará el número de conexiones necesarias, su diámetro en pulgadas, la dimensión (rating) de la brida y el servicio para que se instala. Normalmente existen conexiones para:
o Entrada y Salida de fluidos de proceso: el diámetro coincidirá normalmente con el de la tubería que entra o sale del recipiente.
o Instrumentos: Temperatura, Presión, Nivel. En general, y si son requeridas conexiones para medidores de nivel se instalarán en 2”. Para conexiones de termopares el tamaño mínimo de orificio será de 1 ½”.
o Válvula de Seguridad: normalmente su diámetro se especifica en Ingeniería de Detalle.
o Purga de Vapor (steam-out): para inertización del recipiente (diámetro de 2” salvo equipos muy grandes 3-4”). La línea a esta conexión incluye válvula y disco ciego.
o Venteo: para inertización del recipiente o Drenaje: para vaciado del recipiente. Los venteos y drenajes seguirán
el siguiente criterio:
Diámetro recipiente (pies) Drenaje (pulgadas) Venteo (pulgadas) 9 y menor 1 ½ 1 ½
10 a 14 2 1 ½ 15 a 19 3 2
20 y mayor 4 3 Los drenajes se instalan con disco ciego asociado a la válvula.
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- Ventilación: para aireación del recipiente. El tamaño del orificio de
ventilación viene fijado por el tamaño del recipiente: o 4 pulgadas para recipientes de 10 a 14 pies de longitud o 6 pulgadas para recipientes de 15 a 24 pies de longitud o 8 pulgadas” para recipientes de más de 25 pies de longitud
- Conexión de acceso. Todos los recipientes con diámetro interno de 1 m o
mayor llevarán boca de hombre y aperturas de inspección. Si no existen elementos internos será de 18”; si tiene internos será de 20”. Si el recipiente tiene menos de 1 metro de diámetro uno de los fondos será bridado y servirá como boca de hombre. En caso de que se necesiten orificios adicionales para inspección o desmontar internos o relleno en el recipiente, se instalan bocas de mano de 6-10”.
En general, los orificios de salida de proceso en el fondo de recipientes, (no en conexiones de drenaje) irán provistos de un rompedor de vórtices (vortex breaker). Si existe un demister instalado por debajo próximo al orificio de salida se dispondrá otra conexión por debajo de este demister para la válvula de seguridad (excepto en recipientes llenos de líquido)
- Esquema del recipiente, detallando en el mismo: o Dimensiones principales (diámetro, longitud entre tangentes) o Tubuladuras, incluyendo su localización cuando sea requisito del
proceso o Localización de los puntos de medida de nivel (alto, normal, bajo) o Todos los detalles significativos resultado del cálculo
2.2.3. Tanques de Almacenamiento. Condiciones de Diseño Introducción El almacenamiento y tancaje es un aspecto de gran importancia en una industria que maneje y/o transforme productos líquidos. Si no existe suficiente capacidad de almacenamiento, las unidades de proceso pueden verse obligadas a parar debido a falta de alimentación o de espacio para el producto. Si la capacidad de almacenamiento es excesiva, los costes son muy elevados.
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A la hora de diseñar una nueva planta o complejo industrial, los requerimientos de tancaje deben ser evaluados desde un comienzo debido a que pueden ser el factor individual mayor en el coste de la planta (el coste de tancaje puede estar alrededor de un 25% de la inversión requerida para la totalidad del complejo). En el diseño global de la instalación debe incluirse la obra civil, estaciones de bombeo, equipos de protección al fuego y utilities. Dimensionamiento y Diseño del Tanque A la hora de escoger la capacidad de almacenamiento y el tamaño del tanque hay que considerar varios factores como la recepción del producto (si se recibe por barco hay que considerar el tamaño de los mismos, la frecuencia de recepción), el tiempo de descarga, etc. Los rangos de operación en tanques son muy estrechos y particularmente importantes en sistemas con blanketing con un gas inerte (como el N2) o tanques grandes con baja presión admisible. Los problemas para tener márgenes suficientes que permitan a los venteos operar dentro de la presión de diseño son más acusados en tanques de gran diámetro. Los tanques más pequeños pueden soportar mejor presiones algo mayores, mientras que los de gran diámetro son dañados si la presión interna excede la presión de diseño. Una válvula de seguridad (emergencia) protege el tanque contra situaciones de sobrepresión en emergencias y permite caudales de descarga considerablemente superiores. Los tanque de almacenamiento más comunes son los llamados atmosféricos. Pese a su denominación, estos tanques trabajan a una presión ligeramente mayor que la atmosférica, hasta 0,5 psi (14 pulgadas de columna de agua) como máximo. Los códigos de seguridad definen los tanques atmosféricos como los que operan desde la presión atmosférica hasta 0,5 psi por encima de dicha presión. No hay una forma simple y clara de clasificar los tanques por un criterio único como la forma o el tipo de techo; sin embargo, la presión de vapor del fluido almacenado o la presión interna suele ser la forma más común para clasificarlos en los diferentes códigos y estándares. La presión de vapor del fluido determina, en gran medida, la forma y el tipo de tanque usado. En general se suelen clasificar los tanques como:
- de techo fijo: usados cuando la presión de vapor verdadera (a 38ºC) es menor a 0,75 psia. Pueden ser de:
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o techo cónico soportado interiormente o techo cónico, cúpula, paraguas o elipsoidal autosoportado; la relación
H/D < 1, con una altura limitada a unos 15-20 m. máximo. o de techo flotante: usado cuando la presión de vapor verdadera está
entre 0,75 y 13 psia a nivel del mar, por cada 1000 ft de elevación sobre el nivel del mar, se reduce la presión de vapor permitida en 0,5 psi
- esferas: generalmente usadas para almacenamiento de productos por encima de 35 kPag / 5 psig (en este caso se sigue el código ASME VIII).
- tanques cilíndricos horizontales: para almacenamiento de productos a presiones de 14,5 psia (1 kg/cm2a) a 1000 psia (70 kg/cm2a) o superiores.
Los tanques de techo cónico son tanques cilíndricos con un eje vertical de simetría. Los tanques con techo en forma de paraguas son similares a los anteriores pero el cono se sustituye por un techo en forma de paraguas. Normalmente estos tanques tienen un diámetro menor a 60 ft. Estos techos pueden ser una estructura autosoportada que no requiere columnas de soporte dentro del tanque desde el fondo del mismo o tener soportación. Otros tanques con techo de aluminio en forma de cúpula son también comúnmente usados, tienen buena resistencia a la corrosión y no requieren soportación interna. Un techo plano soporta mal la presión, haciéndose necesario un mayor espesor y, en este sentido, los techos cónicos también son similares a los planos y no soportan más que unas pulgadas de columna de agua. Cuanto mayor es el diámetro del tanque, más acusado se hace el efecto de la presión. Cuando los requerimientos de presión son mayores, los costes de fabricación hacen que se utilicen formas que soporten mejor dichas presiones: para las paredes, la forma cilíndrica es la más adecuada. Para el techo se utilizan formas esféricas o de cúpula. La esférica es en términos de presión la más económica por menor espesor requerido; sin embargo, es más difícil de fabricar que los techos en forma de paraguas o cúpula.
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Válvula de presión / vacio
Boca de hombre
Toma de muestras
Estructura del techo
Tubo tranquilizador
Boca de hombre Boca de hombre
Drenaje de fondoPocetaLíneas de entrada / salida
TANQUE DE TECHO FIJO
Figura 2.2.2. Tanque de Techo Fijo
Los tanques de techo flotante tienen forma cilíndrica y un techo que flota sobre la superficie del líquido. Se construye con una separación entre techo y carcasa de unos 8-12 pulgadas que luego se cubre con un sello. Si el tanque está abierto al exterior por encima del techo flotante se denomina tanque de techo flotante externo (external floating roof EFR tank). La función del techo flotante es reducir las pérdidas por evaporación y la polución del aire reduciendo la superficie de líquido expuesta a la atmósfera. Los tanques flotantes de techo externo pueden convertirse en techo interno simplemente cubriendo el tanque con una cubierta. Estos tanques EFR operan estrictamente a la presión atmosférica. Los tanques flotantes de techo interno se recomiendan en casos en los que además de una presión de vapor entre 0,75-13 psia se trate de servicios con aromáticos u otros productos que requieran blanketing y sensibles a contaminaciones de agua. La presión de trabajo suele venir determinada para prevenir pérdidas por evaporación. Estas consideraciones de diseño, no obstante, no deben sobreponerse a los posibles requerimientos legales y medioambientales que limite el tipo de tanque a utilizar (generalmente tienen en cuenta el volumen máximo admisible y la presión de vapor del producto a almacenar).
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La presión de operación requerida para minimizar las pérdidas por evaporación depende de la presión de vapor del producto, las variaciones de temperatura de la superficie del líquido, el espacio de vapor y el tarado del venteo (P/V sistema).
Figura 2.2.3. Tanque de Techo Flotante
Figura 2.2.4. Vista parte externa de tanque de Techo Flotante en parte baja
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Existen correlaciones que determinan la presión de operación en función de dichos factores. Como guía general para almacenamiento de hidrocarburos que puedan volatilizar en tanques sin aislamiento pueden usarse los siguientes criterios:
- la mínima temperatura de la superficie del líquido es 5°C menos que la máxima temperatura de la superficie del líquido
- la máxima temperatura del vapor en el tanque es 22°C mayor que la máxima temperatura en la superficie del líquido
- la mínima temperatura del vapor en el tanque es 8°C menor que la máxima temperatura en la superficie del líquido
- condiciones ambientes estables: temperatura < 38°C. Estas variaciones indicadas son, normalmente y de acuerdo a la experiencia, bastante mayores de las que ocurren por variaciones noche / día. Por tanto, suponer una presión de almacenamiento de unos 15 kPa g en los hidrocarburos poco volátiles es relativamente conservador y permite un amplio margen de operación. Las máximas temperaturas en la superficie del líquido varían desde unos 29°C hasta 46°C. Normalmente se consigue una buena precisión en esta estimación considerando que dicha temperatura es unos 5°C superior a la máxima temperatura de la totalidad del líquido en un tanque en dicha situación. Cálculo del Volumen de almacenamiento en un tanque El volumen de almacenamiento útil del tanque se calcula restando al volumen total del mismo las zonas no útiles de fondo y techo y que se pueden estimar según el tipo de tanque siguiendo las siguientes recomendaciones:
Innage, pulgadas Outage, pulgadas Techo Flotante (externo) 36 18 30 (1) 12 (2) Techo fijo 24 18 12 (2) (1) si hay instrumentación de nivel con indicación en panel (2) si hay instrumentación de nivel con indicación en panel y sistema fiable centralizado con válvula de control
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Siendo: - Innage: mínimo inventario del tanque, corresponde al volumen de líquido por
debajo del nivel mínimo de bombeo para vaciado del tanque. - Outage: espacio a dejar en el tope del tanque para permitir expansión del
contenido durante cambios de temperatura y para suministrar un margen de seguridad con el fin de prevenir derrames por sobrellenado.
Algunas consideraciones acerca de la temperatura de almacenamiento en tanques se describen a continuación.
• El contenido del tanque debe ser mantenido a una temperatura suficiente para mantener una viscosidad cinemática por debajo de 300 cSt, la que sea mayor. Si la mínima temperatura ambiente es más fría que esta, se preverán sistemas de calentamiento del tanque (serpentín de vapor, etc.).
• Temperaturas de operación próximas o por encima del punto de ebullición del agua representan una situación potencialmente peligrosa en un tanque atmosférico. Si entra agua en el tanque y su temperatura aumenta llegando a hervir produciéndose una súbita vaporización, incremento del volumen e incluso puede causar la rotura del techo y vertido del contenido del tanque fuera del mismo. Si en un tanque caliente se introducen hidrocarburos ligeros se puede dar el mismo efecto. Para minimizar este riesgo, los tanques no deben operarse a temperaturas dentro de un rango. El límite inferior de este rango se considera 93ºC para permitir un margen de seguridad antes de que se alcance el punto de ebullición del agua. El límite superior de este rango depende de la altura de producto en el tanque, dado que el punto de ebullición del agua aumenta conforme aumenta la presión. Por ejemplo, agua en el fondo de un tanque comenzará a hervir a 121 ºC y no a 100 ºC cuando la altura estática de producto sobre el agua es de 35 pies. Por esta razón, tanques con una altura total de hasta 35 pies debe ser operado bien por debajo de 93ºC bien por encima de 130 ºC (121ºC más ~ 10 ºC de margen de seguridad debido a los gradientes de temperatura en tanques calientes).
Para tanques de más de 35 pies, se debe incrementar 0,4ºC a los 130ºC por cada pie de altura por encima de 35 pies. Por ejemplo, la temperatura límite superior del rango de no utilización para un tanque de 65 pies será de 140 ºC. Dado que estos
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datos están basados en un líquido de una densidad del agua, los rangos de seguridad para líquidos más pesados se deben calcular separadamente. Como resultado de esto, los tanques se designarán como de servicio frío, con control para prevenir temperaturas de más de 93ºC, o clasificados como calientes cuando operan a más de 130ºC para tanques de hasta 35 pies más 0,4ºC por cada pie para tanques más altos. Los tanques calientes tienen una serie de requisitos a cumplir:
- instrumentación (indicadores de temperatura, TIs) para controlar que la temperatura no baja de los 121ºC
- las restricciones de temperatura mínima aplican no solo a la temperatura dentro del tanque sino también a la de las corrientes entrando al tanque
- se utilizan mezcladores para minimizar las variaciones a través del contenido del tanque
- la temperatura de las corrientes que llegan al tanque así como la del interior del mismo, no deben exceder 230ºC
- la posibilidad de que entre agua o hidrocarburos ligeros debe ser eliminada Además de adecuar procedimientos de operación y puesta en marcha, los sistemas de tubería hacia tanques calientes deben ser simples y estar libres de conexiones que pueden resultar en la entrada de fluidos no convenientes al tanque.
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2.3. Diseño de Bombas 2.3.1. Introducción Las bombas suministran energía a un líquido para su transporte contra la acción de la gravedad o alcanzar un recipiente a presión o vencer resistencia por fricción, etc. Dependiendo de determinados parámetros, hay varias formas de suministrar energía al fluido. Algunas de las principales consideraciones a la hora de seleccionar una bomba incluyen: capacidad, presión diferencial requerida, características del fluido, temperatura, presión y características del sistema. Habitualmente, el tipo de bomba a escoger es principalmente una cuestión económica. Técnicamente, bombas centrifugas y alternativas pueden realizar prácticamente los mismos servicios, sin embargo, en la realidad, hay aplicaciones en las que elevados caudales requeridos hacen una bomba alternativa inviable. Normalmente esas aplicaciones son asignadas a bombas centrífugas, mientras que, como regla general muy simplificada, las bombas alternativas se utilizan más para servicios de menores caudales y altas presiones. En una bomba centrífuga, el líquido es dirigido al centro del impulsor (rodete/impeller) que mediante su rotación lo acelera a una alta velocidad y lo descarga fuera de la bomba. Cuando el líquido en el impulsor es forzado fuera del centro del mismo, se produce una reducción de presión en dicho punto que hace que entre más líquido en la bomba. Esto supone un flujo continuo a través de la bomba con una generación de altura producida por el impulsor. En una bomba alternativa (desplazamiento positivo) no se genera una altura. Estas bombas generan un movimiento lineal y un caudal variable en la conexión de descarga. La altura es generada por la resistencia del sistema a fluir. Por ello, estas bombas toman la potencia necesaria hasta que esta es suficiente para superar la resistencia del sistema aguas abajo. Si existen excesivas restricciones al flujo, la bomba puede sobrepresionarse y fallar por el punto de menor resistencia o quemar el motor. Por tanto, requieren la instalación de una válvula de seguridad en la impulsión tan próxima a la bomba como sea posible para evitar dicha sobrepresión. 2.3.2. Diseño Básico de Bombas Centrífugas Características de una Bomba Centrífuga Debido a su versatilidad y características, las bombas centrífugas son las más utilizadas en la industria. Las bombas centrífugas emplean la rotación de un impulsor
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como medio de transferir la energía al fluido. El flujo es uniforme y sin pulsaciones. Dado que estas bombas operan por conversión de velocidad en altura de bombeo, el impulsor de la bomba girando a la misma velocidad desarrolla la misma altura de elevación teórica medida en columna del líquido bombeado con independencia de la densidad del fluido. Sin embargo, la densidad del líquido determina la presión conseguida. En una bomba centrífuga, la altura generada es dependiente de la velocidad de entrada y salida del líquido del impulsor, y, por tanto, es independiente de la densidad del líquido. La presión, sin embargo, será directamente proporcional a la densidad. Así, altura y presión son términos intercambiables que pueden convertirse con la siguiente relación:
Presión (psi) = Altura (ft) x sp.gr / 2,31 (una columna de agua a 65ºF de 2,31 ft ejerce una presión de 1 psi)
Presión (kg/cm2) = Altura (m) x sp.gr. / 10
dónde sp. gr. se refiere a la “specific gravity” (densidad respecto del agua) La máxima altura que una bomba puede desarrollar está en función de la velocidad (r.p.m.), el diámetro del impulsor y el número de impulsores en serie. Las modificaciones en el diseño del impulsor y en el ángulo de sus álabes afectan principalmente a la pendiente y a la forma de la curva altura diferencial-caudal, pero tienen un efecto relativamente pequeño en la altura diferencial desarrollada (posteriormente se explica la curva de la bomba). Se dispone de bombas multietapas capaces de conseguir alturas diferenciales de hasta 1.500 m (5.000 ft) y caudales de 270 m3/h (1.200 gpm) o incluso mayores. Especificación de una Bomba Centrífuga Para la Especificación de una Bomba Centrífuga inicialmente se definen los datos de proceso a incluir y que son el caudal de bombeo, la temperatura de operación, la densidad, la viscosidad y la presión de vapor. Es importante el efecto de los sólidos en el fluido y debe especificarse si existen por la erosión que pueden producir en el impulsor y que pueden requerir materiales especiales, fluido de limpieza en los cierres, diseño especial del impulsor si es grande el diámetro de las partículas, filtros especiales, etc.
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MOTOR
BOMBA
BANCADA
CARTER
ACOPLAMIENTO
BRIDA ASPIRACIÓN
BRIDA IMPULSIÓN
VOLUTA
CARCASA
MOTOR
BOMBA
BANCADA
CARTER
ACOPLAMIENTO
BRIDA ASPIRACIÓN
BRIDA IMPULSIÓN
VOLUTA
CARCASA
Figura 2.3.1. Partes de una Bomba Centrífuga Cálculos de aspiración Caudal: Considerar el caudal en las condiciones de bombeo (m3/h o gpm) e indicar el caudal de diseño:
- para bombas de alimentación o bombas que transfieren líquido entre columnas se considera como caudal de diseño un 110 % del caudal normal. En algunos casos se puede considerar 115% y hay que tener en cuenta el efecto de posibles cambios que la composición pueda tener.
- para bombas de reflujo de columnas se considera como caudal de diseño un 120 % del caudal normal si la bomba está controlada por caudal. En caso de control por temperatura o nivel, el caudal está sujeto a mayor variación y se puede considerar un 130%.
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Cuando el caudal de bombeo baja del mínimo permitido a la bomba, se debe recircular una cantidad suficiente para que el caudal esté por encima del caudal mínimo de la bomba. El caudal de recirculación será normalmente de, al menos, 1 - 2 m3/h para permitir el uso de un orificio de restricción o una válvula de control. Presión normal de aspiración: La presión normal de aspiración PA se obtiene sumando la presión del recipiente de aspiración (P) a la presión estática (Hs) y descontándole la máxima pérdida de carga en el circuito de aspiración ∆P.
PA = P + Hs – ∆P La elevación de la línea central de la bomba se supone en 0,6-0,9 m (2-3 ft) sobre el suelo. Si la aspiración proviene de un acumulador, tanque o fondo de columna, se considera como altura de líquido en el recipiente la línea de tangencia del fondo del recipiente. Excepto para bombas operando en instalaciones a vacío, la presión de aspiración no debe ser menor a la presión atmosférica. A presiones reducidas, filtraciones de aire o vaporización de gases disueltos pueden dar problemas. La mínima presión de aspiración recomendada es de 0,8 kg/cm2a (12 psia). Esto aplica, por ejemplo, en casos como aspiración desde tanques por líneas de gran longitud. La presión estática se calcula como:
Hs = Sp.gr x A / 10 Siendo:
Hs = presión estática (kg/cm2) A = altura estática (m)
Sp.gr = specific gravity a la T operación O, en unidades americanas:
Hs (psi)= 0,4335 x Sp.gr x A (ft)
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La pérdida de carga del circuito de aspiración por rozamiento oscila entre 0,15 y 0,35 psi/100 ft, normalmente. En caso de desconocerse la longitud de la línea de aspiración en fase de diseño, puede considerarse una longitud equivalente de 100 m (300 ft) para líneas de hasta 3” de diámetro. Si el diámetro es igual o mayor de 4” se calculará una longitud equivalente resultante de:
Leq = (9,76 x D + 61) metros o
Leq = (32 x D + 200) pies Siendo en ambos casos D el diámetro en pulgadas. Presión máxima de aspiración Se utiliza este cálculo para posteriormente definir la presión de diseño de la bomba y equipo en impulsión. Se calcula sumando a la presión de diseño del recipiente de aspiración (presión de disparo de la válvula de seguridad que protege dicho equipo) la presión estática normal del líquido en el circuito de aspiración. Presión normal de impulsión La presión de impulsión PI se calcula sumando a la presión de operación del recipiente de destino PD, la presión estática Hs y las pérdidas de carga ∆P continuas en el circuito de impulsión:
PI = PD + Hs + ∆P La presión estática se calcula de forma análoga a lo indicado en la presión estática en aspiración. En este caso la altura estática (m o ft) es:
- para una columna: la diferencia entre la cota de entrada del recipiente de destino y el eje de la bomba
- para un depósito o tanque: la diferencia entre el máximo nivel del líquido en el recipiente y el eje de la bomba.
Máxima Presión de Impulsión Esta presión se utiliza para definir la presión de diseño de la bomba y equipo aguas abajo.
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La máxima presión diferencial se produce generalmente a flujo cero: válvula en impulsión cerrada (shut-off) y se supone como el 120% de la presión diferencial basada en el valor normal de peso específico para el fluido (algunas ingenierías utilizan métodos más conservadores y consideran la densidad máxima del fluido). Si la fuerza motora de la bomba es una turbina se estima un adicional 10% de presión diferencial en el cálculo de la presión diferencial máxima. La máxima presión de impulsión se calcula como el máximo de:
- presión máxima en aspiración + presión diferencial normal - presión de aspiración + 1,2 x presión diferencial normal
Algunas empresas de Ingeniería son más conservadoras y consideran la máxima presión de impulsión como:
- presión máxima en aspiración + 1,2 x presión diferencial normal Esta última condición debe ser aplicada con carácter general en el caso de las bombas de reflujo en columnas de destilación ya que el cierre de la válvula de control cortaría el reflujo y haría que la presión en el acumulador de cabeza subiera hasta la presión máxima de aspiración. Presión diferencial La presión diferencial es la diferencia entre la presión de impulsión y la presión de aspiración normal. Esta presión indicada en metros o pies se denomina altura diferencial (conversión de unidades de presión a metros o pies tal y como se ha indicado anteriormente). Con la presión diferencial, el caudal, viscosidad y densidad a las condiciones de bombeo, el fabricante define la zona de trabajo de la bomba y con el rendimiento se determina la potencia de la bomba y el tamaño del motor. NPSH El NPSH (Net Positive Suction Head) o Altura Neta Positiva en la Aspiración es un parámetro muy importante en el diseño de bombas centrífugas. Matemáticamente, se define como:
10·)/(
1)·/)(()(
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cmgcmkgPPmNPSH vaporaspiración ρ
−=
donde las propiedades se refieren a las del líquido en aspiración de bomba. El diseño del circuito de aspiración debe hacerse de tal forma que el valor de NPSH obtenga valores por encima de cero (se recomiendan valores típicos de 3 a 5 metros),
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si queremos evitar el problema de la cavitación (generación de burbujas por vaporización parcial del líquido si se cumple que Pasp<Pvap). Para conseguirlo, algunas de las opciones a aplicar son:
- Elevación física del recipiente de aspiración respecto a la bomba - Minimización de las pérdidas de carga en el circuito de aspiración - Enfriamiento de la corriente en el circuito de aspiración
El fabricante de la bomba suele especificar un valor de NPSHrequerida, que deberá ser menor que el valor de NPSHdisponible, que es la calculada con la fórmula anterior, y que depende del circuito en el que se situará la bomba. Potencia de la bomba El trabajo requerido para transportar el fluido es función de la presión diferencial y el caudal de líquido
Hydraulic HP (cv) = Q (m3/h) x ∆P (kg/cm2) / 27 Hydraulic HP (cv) = Q (gpm) x ∆P (psi) / 1714
La potencia real de la bomba “brake horsepower (bhp)” es mayor que la hydraulic HP en la cantidad de pérdidas incurridas en la bomba por fricción de sus elementos, fugas, etc. El rendimiento o eficiencia de una bomba centrífuga puede variar entre un 20% para bombas de bajo caudal (menor de 5 m3/h – 20 gpm), un 70-80 % para bombas grandes (de caudales mayores de 110 m3/h – 500 gpm) e incluso alcanzar un 90% en bombas con caudales mayores de 500 m3/h (2000 gpm).
Brake HP (cv) = HHP (CV) / eficiencia bomba
Para el cálculo de la potencia del motor hay que considerar la eficiencia del motor:
Potencia motor (kWh/h) = BHP (CV) x 0,736 / eficiencia del motor
2.3.3. Diseño Básico de Bombas de Desplazamiento Positivo Dentro de las bombas de desplazamiento positivo se diferencia principalmente las bombas alternativas y las rotativas. En bombas de desplazamiento positivo, la presión de diseño es la suma de la presión de diseño del recipiente de destino más las pérdidas de carga del circuito de
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impulsión más la altura estática. Esta presión se considerará como la presión de disparo de la válvula de seguridad que protege estas bombas. 2.3.3.1. Bombas alternativas Estas bombas son mucho menos usadas que las centrífugas en la industria química. Principalmente su utilización se limita a:
- líquidos muy viscosos (tipo asfaltos) - bajos caudales (0,7 – 4,5 m3/h; 3 a 20 gpm) con elevada altura diferencial - servicios intermitentes con grandes variaciones de caudal a bombear con un
coste de operación menor que usando centrífugas Dentro de las bombas alternativas existe un tipo diferenciado que son las bombas dosificadoras. Se trata de bombas alternativas de bajo caudal y volumen ajustable. Este ajuste puede ser manual o automático para conseguir el caudal necesario. Los caudales pueden ser tan pequeños como 0,3 litros/h aunque existen algunas de caudales hasta 2 m3/h. Las presiones de impulsión pueden ser tan altas como 1400 kg/cm2 (20000 psi).
Figura 2.3.2. Funcionamiento de una bomba alternativa
2.3.3.2. Bombas rotativas Son un tipo de bombas de desplazamiento positivo cuyos elementos de bombeo rotativos pueden ser engranajes, tornillos, alabes y lóbulos. Las bombas rotativas pueden emplearse en un campo de 0,2 a 1.100 m3/h con presiones diferenciales hasta 50 kg/cm2. Su utilización se limita a líquidos muy
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viscosos que no pueden ser bombeados económicamente por bombas centrífugas, como fuel-oil pesado, lubricantes, asfaltos, etc. En líquidos poco viscosos (menor 20 cSt) puede haber excesivo desgaste y pérdidas. El desgaste, debido al escaso poder lubricante de ese tipo de fluido, puede ser grave para cojinetes y engranajes internos. Estas bombas no se utilizan cuando el fluido puede contener sólidos duros o abrasivos. Tienen la ventaja con respecto a las alternativas de dar un caudal no pulsante
Figura 2.3.3. Bombas rotativas
2.3.4. Selección de bombas En los puntos anteriores se han dado una serie de guías para la selección del tipo de bomba según el servicio requerido. En la siguiente tabla se dan unas áreas estimadas para el uso de los distintos tipos de bombas. Estos valores no deben ser considerados como absolutos y hay rangos comunes a varios tipos de bombas existiendo otros factores que son tan fundamentales o más que estos para la selección de la bomba.
• Bombas Alternativas
Caudal (m3/h) Presión (kg/cm2) 2 - 25 0 – 300
• Bombas Dosificadoras
Caudal Presión (kg/cm2)
20 cm3/h – 2 m3/h 0 - 500
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• Bombas Rotativas
Caudal (m3/h) Presión (kg/cm2) 2 - 25 0 - 250
• Bombas centrífugas
Caudal (m3/h)
Presión (kg/cm2)
Tipo Velocidad giro (rpm)
5 – 150 3 - 40 Una etapa 2950 10 – 150 40 - 70 Dos etapas 2950 20 – 400 60 - 700 Varias etapas 150 – 450 0 – 20 Una etapa 1450 450 – 2000 0 – 75 Una etapa/doble asp. 1450/2950 150 – 450 40 - 75 Dos etapas 2950 1 – 100 7 - 400 Sundyne
2.4. Diseño de Compresores 2.4.1. Tipos de Compresores Los compresores son equipos para impulsión de gases. A estos equipos son aplicables muchos de los conceptos desarrollados para Bombas, solo que hay que tener en cuenta la “compresibilidad” de los gases (variación de densidad con la presión). La industria de procesos los emplea para múltiples propósitos, entre ellos:
• Elevar la presión de gases para crear flujo de los mismos por líneas venciendo la pérdida de carga de intercambiadores, válvulas y otros equipos.
• Separar mezclas de hidrocarburos. Una vez a presión los hidrocarburos se separan por enfriamiento en etapas, condensando los más pesados a presiones más bajas y temperaturas más altas.
• Para ciclos de refrigeración, el gas a presión se enfría y se expande para lograr niveles térmicos más bajos. Los gases más empleados para refrigeración son el etileno, propano, propileno, y los sustitutos de los hidrofluorocarbonados.
Los tipos de compresores son, como para bombas:
- Dinámicos:
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o Centrífugos: usados para caudales altos, entre 1.700 y 170.000 m3/h y alturas moderadas, entre 27 kNm3/kg y 36 kNm3/kg por etapa de compresión según los fabricantes. Un valor bueno como primera estimación en las primeras fases de diseño es 30 kNm3/kg, que para el caso del aire corresponde a una relación de compresión de 1.3 aproximadamente.
o Axiales: usados para caudales muy elevados, entre 150.000 y 600.000 m3/h que se comprimen con relaciones de compresión bajas. Aptos para aire o nitrógeno, en la actualidad su uso con hidrocarburos está poco experimentado.
- Desplazamiento positivo: usados para ∆P altas y caudales bajos, mucho más usados que las bombas alternativas. Los principales tipos son los alternativos de pistón y los rotativos de tipo tornillo por este orden.
Figura 14. Compresor de héliceFigura 14. Compresor de hélice
Figura 2.4.1. Esquema de un compresor de desplazamiento positivo 2.4.2. Selección del tipo de compresor El objetivo del Ingeniero de Procesos es seleccionar el tipo de compresor a emplear y estimar el funcionamiento del mismo para asegurar la viabilidad de satisfacer las condiciones de proceso y modificarlas para adaptarse al funcionamiento estimado del equipo de compresión. Así mismo para realizar el balance de consumos es necesario que pueda estimar la potencia consumida por los equipos de compresión. Todos estos cálculos son estimaciones, los datos finales de funcionamiento son los realizados por los fabricantes de compresores que conocen las eficiencias de cada etapa, la pérdida
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de capacidad y potencia que suponen las pérdidas mecánicas, por ejemplo el pistón de balance en compresores centrífugos supone en ocasiones una pérdida de potencia del 3%, las pérdidas de presión en las válvulas de los compresores de pistón etc. Sirvan como orientación a la hora de seleccionar el tipo de compresor las siguientes guías: Compresores centrífugos Sus ventajas son múltiples por lo que son muy empleados en la industria:
- No requieren equipo de reserva por su alta fiabilidad con un factor de servicio mayor del 99% que permiten su funcionamiento por periodos de más de cinco años sin apertura para mantenimiento.
- Permite trasegar grandes volúmenes de gas (hasta 300.000 m3/h) y tiene buena flexibilidad de caudal con un control relativamente fácil.
- Requieren mucho menor espacio para implantación que los equivalentes de capacidad alternativos.
- Es tolerante con fluidos moderadamente sucios y con presencia de líquido hasta un 3-5%. Es práctica habitual emplear inyección de líquidos para limpieza de rotores en servicios con tendencia al ensuciamiento (flushing).
- El caudal de gas en la impulsión es continuo y uniforme lo que permite fácil medida y control del caudal y no crear perturbaciones en el proceso.
- Permite accionamiento con turbina y motor. Los principales inconvenientes que presentan son:
- La eficiencia es menor para el intervalo bajo de caudales y por tanto su uso se limita a capacidades por encima de 800 – 1.000m3/h.
- Problemas potenciales de bombeo: la presión de descarga varía de forma inversamente proporcional al peso molecular del gas, lo que puede suponer problemas en el caso que este sufra variaciones importantes por el proceso. Por tanto se descarta su uso para gases de bajo peso molecular como el hidrógeno en favor de los compresores alternativos, ya que se necesitarían 20 rodetes en un compresor de dos cuerpos, para una relación de compresión de 3.
- Es una tecnología sofisticada que encarece el coste del equipo y tecnifica la operación y el mantenimiento.
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Figura 2.4.2. Compresor centrífugo
La siguiente tabla puede emplearse para realizar una estimación del tamaño de los compresores pero lógicamente esta información varía finalmente para cada fabricante:
Volumen aspiración nominal
Altura politrópica nominal de cada rodete
Eficiencia politrópica
nominal Velocidad rotacional nominal
Diámetro nominal rodete
Carcasa m3/h kNm3/kg % rpm mm A 1.700 – 12.000 30 75 - 76 11.000 406 B 10.000 – 31.000 30 76 – 78 7.700 584 C 22.000 – 53.000 30 77 – 78 5.900 762 D 39.000 – 75.000 30 77 – 79 4.900 914 E 56.000 – 110.000 30 78 – 80 4.000 1.120 F 82.000 – 170.000 30 78 - 80 3.300 1.370
Compresores axiales Las principales ventajas de este tipo son:
- Permite trasegar grandes volúmenes de gas (hasta 800.000 m3/h) y tiene buena flexibilidad de [P para el mismo caudal volumétrico
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- El caudal de gas en la impulsión es continuo y uniforme - Permite accionamiento con turbina y motor. Al girar a bajas rpm permite
acoplamiento a turbinas de recuperación o expanders. - Es más eficiente que los centrífugos para su intervalo de caudales - No requieren reserva. Son fiables y requieren poco mantenimiento. - Aunque su coste es más alto que el los centrífugos, en aplicaciones de caudal
extremadamente elevados pueden ser más económicos. Sus principales inconvenientes son:
- Capacidad limitada a caudales por encima de 100.000 m3/h y relaciones de compresión bajas. La eficiencia es menor para el intervalo bajo de caudales.
- Más problemas potenciales de bombeo, al ser más sensible a disminuciones de caudal.
- El control debe ser especialmente fino y suele venir incorporado en la máquina por el propio fabricante.
- Son sensibles al ensuciamiento, partículas en el gas y presencia de líquido perdiendo eficiencia drásticamente.
- La altura varía inversamente proporcional al peso molecular del gas. - Es una tecnología muy sofisticada que encarece el coste del equipo.
Compresores alternativos de pistón Sus principales ventajas son:
- Como su característica de desplazamiento positivo indica, permite alcanzar presiones altas con una sola etapa de compresión. La relación de compresión solo está limitada por la temperatura de descarga y la presión absoluta por las limitaciones mecánicas del equipo.
- Caudal volumétrico prácticamente constante para un intervalo amplio de presiones de impulsión.
- Muy poco sensible al peso molecular del gas. - Presenta valores de eficiencias en torno al 90% para relaciones de compresión
mayores a 3. - Es una tecnología básica no requiere gran especialización en su operación y
mantenimiento. - Presenta un menor coste por unidad de potencia.
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Sus principales inconvenientes son: - Limitación práctica de máximo caudal volumétrico en unos 5.000 m3/h. - Flujo pulsante no uniforme que dificulta la medida del caudal y puede
provocar perturbaciones en el proceso aguas abajo. Las fundaciones y las tuberías deben diseñarse para soportar las tensiones originadas por las pulsaciones.
- Relativamente alto mantenimiento y baja fiabilidad por lo que se suele instalar reserva, lo que finalmente se puede traducir en mayores costes de capital frente a instalar un solo compresor centrífugo.
- Requieren más espacio para su instalación que los centrífugos. - Son vulnerables a la suciedad y presencia de condensado. - No pueden acoplarse a una turbina de accionamiento vía un reductor por
limitaciones mecánicas de torsión por lo que se accionan con motor eléctrico.
1. Espaciador2. Vástago3. Cojinete biela4. Cruceta5. Válvula de alivio6. Bulón
7. Cojinete de metal blanco8. Cárter9. Biela10. Regulador / válvula11. Cilindro12. Pistón
13. Cigüeñal14. Contrapeso de inercia15. Tuerca de biela16. Empaquetadura intermedia17. Empaquetadura biela18. Segmentos / bandas19. Jaula de válvula
1. Espaciador2. Vástago3. Cojinete biela4. Cruceta5. Válvula de alivio6. Bulón
7. Cojinete de metal blanco8. Cárter9. Biela10. Regulador / válvula11. Cilindro12. Pistón
13. Cigüeñal14. Contrapeso de inercia15. Tuerca de biela16. Empaquetadura intermedia17. Empaquetadura biela18. Segmentos / bandas19. Jaula de válvula
Figura 2.4.3. Elementos de un compresor alternativo
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2.5. Diseño de Intercambiadores de Calor 2.5.1. Introducción Un cambiador de calor es un equipo que permite poner en contacto un fluido frío y otro caliente de forma indirecta (a través de una superficie sólida), con el fin de:
• Aportar calor a una corriente de proceso. El agente calefactor suele ser vapor de agua que condensa y cede su calor latente pero también pueden emplearse aceites térmicos. Ejemplos característicos son:
1. Rehervidor ó “Reboiler” de una columna de destilación, que suministra el calor latente de vaporización al producto de fondo.
2. Generador de vapor de agua, normalmente aprovechando calor en corrientes de proceso que requieren ser enfriadas.
3. Recalentador de corrientes de vapor por encima de su temperatura de rocío.
• Eliminar calor de una corriente de proceso. El agente enfriador suele ser agua ó aire (aerorrefrigerantes) aunque pueden emplearse otros refrigerantes como amoniaco, freones, etileno, propileno, “chilled water”. Ejemplos comunes son:
1. Condensador de una columna de destilación. 2. Enfriador de un producto para enviarlo a almacenamiento a una
temperatura moderada. • Siempre que se pueda, se intentan combinar dos corrientes que necesitan
calentarse y enfriarse respectivamente para que intercambien calor entre sí. De esta forma se integra energéticamente una planta y se minimizan los costes de operación (vapor, combustible, agua)
Figura 2.5.1. Cambiador de doble tubo
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2.5.2. Diseño Básico de Cambiadores de Calor El aspecto fundamental del diseño de proceso de cambiadores consiste en proporcionar los datos necesarios para el cálculo del área: a) Caudales másicos de circulación de los fluidos b) Temperaturas de entrada y salida c) Propiedades físicas y térmicas de los fluidos d) Calor intercambiado
Figura 2.5.2. Zona de tubos de un intercambiador de calor
Normalmente el cálculo del área (diseño térmico) y el diseño mecánico se realiza durante la Ingeniería de Detalle ya que las empresas de Ingeniería disponen de grupos especializados en Intercambio de Calor. Sin embargo, el Ingeniero de Proceso debe hacer un diseño térmico estimado, ya que de este modo podría fijar unas temperaturas de salida no realistas, que hicieran el diseño del cambiador muy caro o imposible. Los datos básicos de diseño que deben especificarse son los siguientes:
• Descripción y finalidad del uso del cambiador • Tipo de cambiador. Se define por tres letras que describen por orden el
tipo de cabezal distribuidor, carcasa y cabezal de salida o retorno (ver tabla al final del capítulo). Los tres tipos generales de intercambiadores son:
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o De placas fijas: tiene las placas tubulares soldadas a la carcasa y por tanto el haz tubular no es extraíble. Sólo se utiliza en caso de fluidos muy limpios por carcasa, especialmente vapor en termosifones verticales. Coste relativo: 1.0
o Tubos en U: tiene una sola placa tubular atornillada a la carcasa ya que los tubos en forma de U retornan el fluido al distribuidor sin necesidad del segundo cabezal en el extremo opuesto al distribuidor. El haz es extraíble. Sólo se utiliza en caso de fluidos limpios por tubos por ser difícil su limpieza interior. Coste relativo: 1.05
o Cabezal flotante: la placa tubular fija va atornillada a la carcasa y la otra queda libre, lo que permite absorber las dilataciones por variación de temperatura y permitir que el haz sea extraíble. Permite limpieza por lado tubos y carcasa. Coste relativo: 1.25
• Por el tipo de distribuidor encontramos cinco tipos: o A: distribuidor con tapa desmontable para acceso a los tubos para su
limpieza. Haz extraíble con cabezales flotantes en el otro extremo. o B: se desmonta el distribuidor (requiere desconexión de las tuberías de
entrada y salida atornilladas al distribuidor) para acceso a los tubos. Más económico que el tipo A pero útil como alternativa A para presiones elevadas y servicios que no requieran limpieza por carcasa frecuente. Haz extraíble con cabezales flotantes en el otro extremo. Junto con el tipo A son los más usados.
o C: Distribuidor con placa tubular en una pieza. Se accede a los tubos por tapa desmontable. Es más económico que el tipo A pero requiere mayor espacio para extracción del haz tubular en caso de cabezal flotante en el otro extremo.
o N: Similar al C pero con placa tubular fija. Es más económico que el tipo anterior pero no permite la extracción del haz tubular.
o D: Cierre especial de alta presión
• Los tipos de carcasa son los siguientes: o E: Un paso por carcasa. El más empleado. o F: Dos pasos por carcasa con placa longitudinal. Permite en un solo
equipo conseguir mejor acercamiento (approach) de temperaturas
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evitando el cruce de temperaturas. La integridad del cierre de la placa longitudinal limita la pérdida de carga en el equipo a 0.5 kg/cm2.
o G, H y J: Dividen el flujo, dando lugar a una disminución de la longitud a recorrer por el mismo y una disminución también de la velocidad, y como consecuencia de ambos se tiene una reducción de la pérdida de carga. Por tanto están pensados para servicios con muy baja pérdida de carga y en los que la baja velocidad del fluido no afecta significativamente al coeficiente de transmisión de calor del lado carcasa como vaporizadores por circulación natural tipo termosifón o condensadores de columnas de destilación.
o K: tipo kettle, se emplea solo en vaporizadores. La carcasa tiene dos diámetros, uno menor en la entrada del haz tubular adaptado al diámetro de este y otro mayor que permite disponer de una zona de separación líquido/vapor.
o X: similar al G sin baffle longitudinal para pérdidas de carga aún menores. Empleado en enfriadores interetapas de grandes compresores.
• En cuanto a los cabezales de salida tenemos: o L, M y N: la placa tubular esta fija (solidaria a la carcasa) y por tanto
no permiten extracción del haz. Son similares a los tipos de distribuidor A, B y N.
o P: cabezal flotante con cierre a la carcasa mediante prensaestopas. Permite un solo paso por el lado tubos (algo realmente poco habitual por los problemas de dilatación que conlleva) situando la salida en la tapa desmontable. Suele emplearse solo con fluidos que no presente peligro ante posibles fugas como en el caso agua.
o S: Placa tubular flotante. Requiere desmontar el cabezal para extracción del haz tubular desde el extremo del distribuidor. El más empleado.
o T: Placa tubular flotante, similar al tipo S pero más caro porque el diámetro de la carcasa es mayor para el mismo tamaño del haz tubular pero permite su extracción sin desmotar el cabezal de retorno.
o U: no es un cabezal sino el propio haz tubular con tubos en U el que hace de dispositivo de retorno del fluido.
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o W: similar al P pero permite colocar la tubuladura de salida (en caso de utilizarse como cabezal de salida), no en la tapa, sino en sentido radial con ventajas de espacio, etc.
Figura 2.5.3. Intercambiador de carcasa y tubos (flujo en contracorriente)
• Algunas normas básicas para seleccionar el tipo de intercambiador son:
o Superficies pequeñas (10-15 m2): doble tubo o Servicio limpio por tubos (rf <0,0002 hm2ºC/kcal): tipo U o Presión lado tubos alta (Pd > 70 bar) tipo U y tubos 1” (servicio sucio). o Servicio limpio por carcasa: cabezal fijo y haz tubular con pitch
triangular. o Como alternativa se emplea para termosifones verticales con vapor de
agua por carcasa placas fijas. o Servicio sucio por carcasa: cabezal flotante y haz tubular con pitch
cuadrado para acceso a limpieza mecánica o con hidrojet.
• Naturaleza del fluido (Hidrocarburos, agua, otros). La localización de fluidos por tubos o carcasa puede hacerse siguiendo los siguientes criterios generales, que aplican a igualdad de otras consideraciones. En caso de que existan dos o más criterios contrapuestos debe realizarse un análisis cuantitativo para determinar cuál prevalece o bien emplear el buen criterio del diseñador, la experiencia operativa en servicios similares, etc.:
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o El fluido más sucio se tiende a pasar por el interior de los tubos donde la limpieza mecánica o por agua a presión es más sencilla.
o El fluido más corrosivo se tiende a situar por el lado tubos lo que minimiza el empleo de la metalurgia más noble (distribuidor y haz tubular vs. carcasa y haz tubular en caso contrario).
o Por igual motivo el fluido a mayor presión tiende a situarse también por el lado tubos.
o Fluidos muy viscosos suelen ir por el lado carcasa para mejorar el coeficiente de transferencia, ya que el paso a través de los tubos del haz rompe la tendencia al flujo laminar que presentan estos fluidos por el interior de los tubos lisos.
o En ocasiones la pérdida de carga admisible determina la ubicación de los fluidos (por ejemplo vapores condensando y líquidos vaporizando por carcasa)
o Fluidos con caudal muy bajo suelen ir por tubos ya que variando el número de pasos se alcanzan velocidades razonables que mejoran el coeficiente de transferencia.
• Contenido en azufre de los fluidos: se especifica a efectos de selección de materiales por corrosión.
• Caudales por carcasa y tubos, tanto totales como parciales de líquido y vapor si es fase mixta. Es importante establecer el caudal de incondensables en la corriente, si los hay, entendiendo por incondensables productos ligeros como H2, N2, O2 que tienen a acumularse en el cambiador impidiendo la transmisión de calor.
• Propiedades de las fases líquida y vapor tanto de carcasa como de tubos. Aunque no aparecen las propiedades térmicas calor específico y conductividad térmica, es necesario especificarlas para estimar la superficie del cambiador.
• Condiciones de operación: Presión y Temperatura. • Pérdida de carga admisible. Todo cambiador produce una cierta ∆P al
pasar el fluido por él (tanto carcasa como tubos). Algunas consideraciones son: o Si ∆P↓, ahorramos energía y coste de equipo si el fluido es impulsado
por bomba o compresor.
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o Si ∆P↑, ahorramos normalmente coste del cambiador. Aunque no se pueden dar reglas fijas, suelen ser frecuentes: o ∆P = 0.7 kg/cm2 líquidos poco viscosos (mayor para líquidos muy
viscosos). o ∆P = 0.01 - 0.1 kg/cm2 para rehervidores o ∆P = 0.07 - 0.35 kg/cm2 para condensadores
• Factor de ensuciamiento esperado • Calor intercambiado y superficie estimada (para lo que es necesario
calcular previamente el coeficiente global de transmisión de calor U). • Calor Intercambiado Diseño (especificar en caso de dar sobrediseño). • Presión y Temperatura de Diseño en lados carcasa y tubos. Se fijan igual
que para recipientes. Una práctica habitual es limitar la Presión de Diseño más baja a 2/3 del lado del lado de más presión por integridad mecánica. Especial atención a condiciones de shut-off de bomba (muy frecuente ya que un cambiador no suele llevar válvula de seguridad PSV).
• Datos mecánicos que pueden venir definidos por razones de proceso: o Diámetro nominal tubería: igual al de las tuberías de entrada y salida. o Sobreespesor de corrosión o Material de tubos, carcasa, distribuidor y placa. o Diámetro: Normalizado; cuanto más pequeños los tubos más área se
instala en la misma sección de carcasa. Para permitir limpieza interior el más frecuente es ¾” y a continuación 1” para limitar la pérdida de carga en caso de ser necesario o para permitir limpieza de tubos en U.
o Longitud: Normalizada; cuanto más largo es el intercambiador más económico resulta. Muy frecuente en la industria del petróleo es 20 ft (6.096 mm), salvo pequeños cambiadores (decenas de m2) que suelen ser de longitud menor. También depende del espacio disponible en planta. Lo normal es que en una misma planta se exija un mismo diámetro, espesor y longitud para todos los tubos del mismo material de sus intercambiadores a efectos de minimizar repuestos.
o BWG: define el espesor del tubo y depende de la presión y la temperatura de diseño, de la corrosividad del fluido y de la vida deseada del haz tubular (3-5 años típico). Existen valores normalizados: 12 (2,77 mm), 14 (2,11 mm), 16 (1,65 mm). Suelen especificar en función del material:
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Material Diámetro exterior
(pulgadas) BWG
recomendado Espesor
(pulgadas) Acero al carbono ¾ 14 0,083 Acero al carbono 1 12 0,109 Acero inoxidable ¾ 16 0,065 Acero inoxidable 1 14 0,083
• Paso: define la disposición de los tubos (transversal) en cuanto a distancia entre centros y geometría
Triangular Triangular rotada
Cuadrada Cuadrada rotada
Dirección del flujo
Figura 2.5.4.Tipos de disposición de tubos La siguiente tabla es una guía para seleccionar la disposición de tubos:
Paso Triangular Triangular Rotada Cuadrada Cuadrada
rotada Angulo ataque 60º 30º 90º 45º
Transferencia calor (lado carcasa) 1 (alta) 2 4 3
Pérdida de carga 4 (alta) 3 1 2 Limpieza mecánica
exterior tubos NO NO SÍ SÍ La disposición triangular permite instalar un 15% más de área en la misma carcasa que junto con el buen coeficiente de transferencia lo hace el preferido salvo que se requiera limpieza mecánica del exterior de los tubos. Los pasos típicos suelen ser:
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• Diámetro de tubo = ¾” � paso = 1” • Diámetro de tubo = 1” �paso = 1 ¼”
Como mínimo el paso debe ser 1,25 x (Diámetro del tubo). 2.5.3. Diseño Básico de Aerorrefrigerantes El aerorrefrigerante es un tipo de cambiador que sirve para enfriar o condensar un fluido utilizando como fluido frío aire impulsado o aspirado por un ventilador. De esta manera no es necesario el empleo de agua para disipar el calor, agua que luego entrega el calor al aire en una torre de refrigeración o al mar. Utilización de Aerorrefrigerantes Los aerorrefrigerantes al no requerir agua permiten que plantas con grandes necesidades de refrigeración puedan instalarse en sitios sin disponibilidad de agua. Los aerorrefrigerante incluyen desde el más sencillo y pequeño radiador de un automóvil hasta grandes condensadores de columnas de destilación de 20 Mkcal/h y dimensiones de 9 m x 60 m o incluso condensadores de vapor de turbinas de generación de vapor cientos de MW. En muchas plantas de proceso químicas suelen emplearse en combinación con intercambiadores de carcasa y tubos que emplean agua de refrigeración o bien como sustituto de los mismos. Veamos pros y contras del empleo de aerorrefrigerantes.
• El coste de un aerorrefrigerante es entre 2 y 3 veces el de un intercambiador carcasa y tubos con agua de refrigeración por los siguientes motivos: o La conductividad térmica del aire es mucho más baja que la del agua
lo que resulta en coeficientes de transferencia mucho más bajos y en una mayor área instalada. En parte se compensa instalando tubos aleteados que aumentan unas veinte veces el área lisa.
o La temperatura de diseño del aire es más caliente que la del agua de refrigeración lo que resulta en menor ∆tml.
o Adicionalmente la instalación de esa mayor superficie de intercambio requiere un espacio disponible muy grande, en comparación con la instalación de un intercambiador de agua de refrigeración, y en un sistema estructural de soporte muy costoso.
• Los costes operativos se reducen a la energía eléctrica de los motores que impulsan el aire. En el caso del agua de refrigeración son mucho más
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elevados (coste del agua, tratamiento, energía eléctrica consumida en los ventiladores de la torre y bombeo).
• Los costes de mantenimiento (no requieren limpieza, menor equipo dinámico) e instalación son menores que para el cambiador con agua.
• Mantiene en torno a un 30% de su capacidad de refrigeración en caso de fallo eléctrico por el tiro natural del aire.
• En el caso de temperaturas en el fluido a enfriar por encima de 150ºC, el empleo de agua de refrigeración esta desaconsejado por problemas de diseño mecánico (alta ∆T) y ensuciamiento por deposiciones en el lado agua.
• Se consigue un approach de temperaturas de 10 a 15ºC ya que el área requerida hace imposible reducirlo, mientras que con agua se alcanza 3-5ºC.
• Por los dos motivos anteriores se suele emplear en multitud de ocasiones, aerorrefrigerante seguido por un enfriador con agua.
• Requiere un área de implantación grande. Se suele paliar situándoles encima de pipe-racks.
• Son relativamente ruidosos. • Su diseño es sofisticado y hay pocos suministradores. • Para líquidos muy viscosos resultan aún mucho más costosos porque el
coeficiente de transferencia es mejor en el lado carcasa que en el interior de los tubos (más turbulencia).
Especificaciones básicas de Aerorrefrigerantes Las especificaciones generales son análogas a las ya vistas para intercambiadores de calor de tipo carcasa y tubos. Tan sólo señalar que no suele especificarse factor de ensuciamiento en el lado aire (típico 0,001 hft2ºF/Btu) ya que su contribución resulta despreciable al corregir por la relación de áreas lisa vs. aleteada. La temperatura del aire viene especificada en los Datos Básicos de Diseño y suele determinarse como aquella temperatura que sólo es sobrepasada el 5% del tiempo a menos en un año. El diseño térmico y mecánico es parte de la Ingeniería de Detalle, y en muchas ocasiones es encomendado directamente a los suministradores por tratarse de una labor muy especializada. Sin embargo es importante que durante la Ingeniería Básica se realice un prediseño para asegurar la factibilidad.
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Figura 2.5.5. Estructura de un aerorrefrigerante
He aquí un resumen de algunos criterios habituales de diseño a contemplar.
• Limitaciones de ventiladores: o Velocidad del aire ~ 3 m/s (salida del haz tiro forzado)
8 m/s (salida ventilador tiro inducido) o Área cubierta: 40% mínimo
)65,0(
)()·/( 1,0)(
3
Eficiencia
mbarPsmcaudalHPPotencia
∆= Máximo recomendado 35 HP
• Longitud de tubos 30 ft (típico) • Número de filas de tubos entre 4 y 6 (típico) • Tipo de tubos: 1” OD (diámetro externo) con 12 BWG (típico) • Paso triangular: 2 ½” – 2 3/8” • Aletas:
o Altura: 0.6” – 0,625” o Espesor: 0,012” o Número de aletas: 9-11 aletas
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• Valores típicos del coeficiente de transferencia 3-6 Btu/hft2F sobre superficie aleteada: o Condensador de columna de destilación: 3,8 Btu/hft2ºF o Condensador de vapor: 6 - 7 Btu/hft2ºF o Enfriador de Agua: 5,0 Btu/hft2ºF o Enfriador de gas: 3,0-3,5 Btu/hft2ºF
TIRO INDUCIDO TIRO FORZADO
Figura 2.5.6. Aerorrefrigerantes de tiro inducido o tiro forzado
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2.6. Diseño de Hornos Un horno es un equipo de proceso utilizado para calentar o evaporar un fluido haciéndolo circular a través de tubos expuestos a la radiación de una llama (o, en ocasiones, de filamentos incandescentes en el caso de hornos eléctricos). Los hornos pueden considerarse grandes intercambiadores de calor en los que la fuente de calor es principalmente el calor de combustión de un fuel (líquido o gas). El calor se transmite indirectamente de los gases de combustión al fluido que circula a través de los tubos. A diferencia de un intercambiador de calor en el que predomina la transferencia de calor por convección, en un horno de proceso, el mecanismo más importante de transmisión de calor es la radiación de la propia llama, del refractario que cubre las paredes de la caja del horno y de los humos calientes. Las principales partes de un horno son las siguientes:
- Sección de radiación. Se conoce comúnmente como caja del horno. Es en esta zona donde se disponen los quemadores y se completa la combustión. El modo principal de transferencia de calor en esta zona de radiación es, de ahí su nombre, la radiación. Una parte del calor transferido es por convección, al circular los gases en contacto con los tubos de la zona radiante. - Sección de convección. Recupera el calor de los humos que salen de la zona radiante, siendo el modo principal de transferencia de calor la convección. - Chimenea. Proporciona el tiro necesario para establecer el caudal de aire y humos a través del horno.
Figura 2.6.1. Partes de un Horno
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2.6.1. Criterios de Diseño de Hornos Especificaciones de Diseño En general, durante la etapa de Ingeniería Básica, la especificación de un horno se limita a hornos en servicios generales. En otros servicios que pueden denominarse críticos, como pueden ser hornos a temperaturas mayores de 500ºC, hornos a presiones mayores de 70 kg/cm2, etc. la especificación incluye un diseño detallado del horno que según normas API, planos generales de disposición de tubos y especificaciones de quemadores. La información mínima que deberá incluir la Especificación de Ingeniería Básica será:
- Descripción del servicio, nombre equipo, etc. - Datos generales de operación. Se incluyen dos apartados: uno para
proceso y otro por si, en el mismo horno, además de calentar el fluido de proceso se aprovecha la energía para otro servicio (generación de vapor, recalentamiento de vapor, precalentamiento de BFW, etc.). Entre otros datos se incluye la vaporización esperada en el horno (si es el caso).
- Propiedades físicas de las distintas fases presentes a la entrada y salida. Estas propiedades deben completarse con las curvas entálpicas y de propiedades para permitir el adecuado diseño térmico posterior (densidades, viscosidades, conductividades, etc.)
- Condiciones de operación. Tales como P, T, pérdida de presión admisible, flujo térmico, poderes caloríficos de los combustibles (fuel oil y/o fuel gas).
- Datos básicos del equipo. Presiones de diseño, diámetro de líneas y metalurgia de tubos.
- Distribución de calor para los distintos servicios (fluido de proceso y otros, si los hay); condiciones de operación de los fluidos y factores de ensuciamiento a considerar en el diseño.
- También deben detallarse los combustibles a utilizar y propiedades de los mismos.
Finalmente se detallan las condiciones de diseño mecánico, presiones de diseño, máximas temperaturas de tubos, disposición y número de los mismos, materiales, y otros detalles de sistema de precalentamiento de aire, quemadores, etc. A continuación se muestran algunos criterios generales de diseño. - Aire exceso:
· Tiro natural, instrumentación típica, fuel gas: aprox. 15%
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· Tiro natural, instrumentación típica, fuel oil: aprox. 15-20% · Tiro natural, instrumentación típica, fuel oil-residuo 20-25% · Tiro forzado se puede reducir en un 5% respecto a los valores anteriores.
- Flujo radiante. En general no superarán los siguientes valores: · Vertical cilíndricos:
- longitud tubos (20 – 30 ft): 12.000 Btu / h ft2 - longitud tubos (> 30 ft): 13.000 Btu / h ft2
· Cabina: 14.000 Btu / h ft2 · Doble fuego tubos en U: 22.000 Btu / h ft2 · Para pequeños hornos no superar los siguientes valores:
Duty radiante (106 Btu/hr) Flujo radiante (Btu/h ft2) 10 10.000 9 9.000 8 8.000 7 7.000 6 6.000 5 5.000
4 y menos 4.000 - Pérdida de presión - Precalentamiento aire
· En general utilizar precalentamiento de aire cuando el duty es mayor que 70 Millones Btu/hr y la temperatura lado proceso mayor 500ºF · Precalentamiento aire con vapor hasta 110ºC · Soplante de tiro inducido · Quemadores de tiro forzado · Salida humos chimenea 42ºC por encima del punto de rocío
- Generadores de vapor: entrada de agua de alimentación 14ºC por encima del punto de rocío. - Número de filas de tubos:
· Para combustibles gases 10 filas · Para combustibles líquidos 12 filas
- Convectiva: instalar 3 filas iniciales sin aletas
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- Aletas · Gases: 5 aletas/pulgada, espesor 0,05”, longitud 0,5 – 1” · Fuel oil: 3 aletas/pulgada, espesor 0,10”, longitud 0,5 - 0,75”
- Velocidad de humos · Tiro natural 0,2 – 0,3 lb/sg ft2 · Tiro forzado 0,3 – 0,4 lb/sg ft2
- Fuel oil precalentamiento hasta viscosidad menor 150-200 SSU Geometría de la Caja del Horno
• Longitud de tubos - Tubos cortos suelen suponer una alta temperatura de humos a convectiva. - Los humos no tienen suficiente tiempo de residencia para la transmisión
de calor. - Los tubos deben ser de 18 ft a 20 ft de longitud para obtener un buen
diseño. En al caso de tubos verticales estos no deben ser mayores de 60 ft de largo.
• Flujo de Calor Volumétrico El calor volumétrico es el calor emitido de combustión dividido por el volumen de la caja radiante. La norma API-560 limita este valor a 12000 Btu/ft3. En hornos pequeños, y según la experiencia, se suele limitar a 8000 Btu/ft3. En hornos grandes con un flujo radiante de 10000 Btu/h.ft2 se suele tener un calor volumétrico de unos 4000 Btu/ft3. Si el calor volumétrico resultante es muy alto una alternativa en el diseño es disminuir el flujo de calor radiante.
• Distancia tubo-quemador
La distancia tubo-quemador es un parámetro muy importante en el diseño del horno. La radiación de la llama es directamente proporcional al cuadrado de la distancia al tubo. Pequeñas distancias suponen choque de la llama, puntos calientes (hot spots) y posibles roturas del tubo. La norma API-560 indica unas distancias mínimas a considerar. Estos valores no están muy bien considerados en la industria y existen otros criterios más utilizados. A continuación se dan algunos valores de referencia.
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Figura 2.6.2. Tubos en un Horno
Quemadores de gas
Máximo calor cedido por quemador (MM Btu/h)
Espaciado horizontal desde centro de quemador a centro
de tubo (pulgada) 4 39 6 39 8 45 10 48 12 54
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Figura 2.6.3. Quemador de Gas Quemadores de fuel oil
Máximo calor cedido por Quemador (MM Btu/h)
Espaciado horizontal desde centro de quemador a
centro de tubo (pulgada)
4 48 6 48 8 54 10 57 12 60
Figura 3.4. Quemador de fuelóleo
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• Número de tubos en zona convectiva Se selecciona un número par de tubos por fila. Por ejemplo, un horno de 4 pasos puede tener 4, 8, 12 o 16 tubos por fila. El número de tubos se selecciona para dar una velocidad de humos de 0,3 lb/sg.ft2. El ancho no debe sobrepasar los 12 ft para evitar un coste excesivo debido a soportes de tubos intermedios.
• Número de filas de tubos Se requieren 3 filas iniciales sin aletas que tendrán un coeficiente de transmisión de calor de 8-9 Btu/h.ft2. Los tubos siguientes con aletas tienen un coeficiente en torno a 4-5 Btu/h.ft2. El número de filas con aletas se calcula para obtener la temperatura de acercamiento (approach) deseada. Normalmente un horno con quemadores de gas tiene unas 7-8 filas de tubos con aletas mientras que quema fuel oil suele tener 9-10. La densidad de aletas suele calcularse de acuerdo a las tablas siguientes:
Quemadores de Gas
Diámetro nominal tubo (pulgadas)
Longitud aletas (pulgadas)
Aletas/pulgada Espesor aletas (pulgadas)
3 0,5 5 0,05 4 0,75 5 0,05 5 1 5 0,05 6 1 5 0,05
Quemadores de Líquido
Diámetro nominal tubo (pulgadas)
Longitud aletas (pulgadas)
Aletas/pulgada Espesor aletas (pulgadas)
3 0,5 3 0,1 4 0,75 3 0,1 5 0,75 3 0,1 6 0,75 3 0,1
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2.7. Diseño de Tuberías El Ingeniero de Procesos que genera el balance de materia y energía fija las presiones a lo largo de los distintos equipos de la unidad. Los puntos en los que se requiere una presión determinada por condiciones de proceso (reactores, columnas, almacenamiento, límites de batería de la unidad) son únicamente unos pocos en cada unidad. Inicialmente se fijan dichos puntos y el resto estarán basados en aquellos fijados. A partir de allí se define la hidráulica de todo el sistema. 2.7.1. Criterios generales de Diseño de Líneas de Proceso Uno de los aspectos importantes en el cálculo de la hidráulica de un sistema es el diseño de tubería. A continuación se dan una serie de guías y reglas para el Ingeniero de Procesos a la hora del prediseño y comprobación de líneas.
- El dimensionamiento de la línea se basa en el caudal normal y la presión normal consideradas en el diseño (balance de materia). Sin embargo, el Ingeniero de Procesos debe tener en cuenta el efecto de los caudales de diseño (sobrediseño sobre los caudales normales), los máximos caudales requeridos en casos puntuales, condiciones de puesta en marcha o parada de unidad, etc. que pueden tener influencia en el perfil de presiones de la planta.
- Como guía para comenzar el trabajo de diseño de la hidráulica en general y del piping en particular, es útil comenzar desarrollando un esquema de la planta y sistema de tubería indicando el perfil normal de presiones y reflejando las distintas alternativas que se presenten. Este esquema también supone un buen medio para mostrar el posible efecto de la altura estática en las consideraciones de presión usadas en el dimensionamiento.
- Habitualmente se considera para selección del diámetro de línea la pérdida de presión (normalmente indicada en psi/100 ft de longitud equivalente o kg/cm2/km). La velocidad es también un factor importante, se suele indicar en ft/s o m/s y su trascendencia radica en el efecto que la velocidad puede tener en las instalaciones: altas velocidades pueden producir erosión, etc. Mientras que bajas velocidades pueden producir ensuciamiento de las mismas en fluidos sucios, etc.
- La máxima velocidad que un fluido compresible puede tener es la velocidad del sonido en ese fluido. Se puede calcular mediante:
TRgkVS ···=
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donde: Vs es la velocidad sónica en ft/s k es el ratio de calores específicos Cp/Cv g = 32,2 ft/s2 R = 1544/Peso Molecular T = temperatura absoluta (ºR) En muchas ocasiones se olvida considerar la velocidad sónica, resultando una presión aguas abajo calculada menor que la que realmente ocurrirá en el sistema. Lo que realmente sucederá es que la presión aguas abajo será lo suficientemente alta para que la velocidad sónica del fluido no se supere al final de la tubería. La presión real aguas abajo debe utilizarse para cálculos de pérdida de presión. Este caso de diseño se da en sistemas de descarga de seguridad y algunos sistemas de alta pérdida de carga (∆P).
- Si el volumen específico de un gas en una línea varía significativamente debido a la pérdida de presión en la línea se deben hacer las correcciones necesarias a la hora del cálculo de la ∆P. Como regla general, si la ∆P para una longitud de línea es: o menos que un 10% de la presión absoluta aguas arriba, se puede tomar
para el cálculo cualquiera de los volúmenes específicos o entre un 10 y un 40% de la presión absoluta aguas arriba, se debe usar el
volumen específico medio o más de un 40% se divide la línea en tramos para el cálculo (dichos tramos
deben entrar ya en el rango de menos del 40% de variación de la presión). - Habitualmente se considera como límite inferior del tamaño de líneas de
proceso o servicios a través de racks o soportes 1”. Para minimizar repuestos no se utilizan tamaños de tubería como 1 ¼”, 2 ½”, 3 ½” y 5”. Para tubería menor igual o menor a 2” utilizar al menos Schedule 80.
- El diámetro exterior de un tamaño de línea determinado es constante, siendo, por tanto, el interior el que se reduce conforme los requerimientos de espesor (presión, corrosión) aumentan. Esto debe ser tenido en cuenta sobre todo al diseñar sistemas a alta presión o que requieran altos sobreespesores de corrosión.
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- Al considerar el espesor de tubería por requerimientos de presión o sobreespesores de corrosión, se debe tener en cuenta que la tolerancia de espesor en tubería hasta 24” extruida (sin soldadura) es de +/- 12,5%. Esta tolerancia se reduce a +/- 0,01% en tubería soldada (obtenida al enrollar placa) en tamaños mayores de 24”.
- Habitualmente, en la etapa de Ingeniería Básica, el Ingeniero de Procesos estima distancias entre equipos (unos 30-40 m) puesto que no dispone de la disposición final de los equipos. Con este valor cuenta ya con un margen para considerar los accidentes en la línea (codos, válvulas de corte, etc.). En caso de que disponga de distancias mayores entre equipos (100 m o más; líneas interconexión unidades, etc.) le añade un 30% para transformar en longitud equivalente los posibles accesorios en la tubería.
- Cuando se trata de “revamps” (incrementos de capacidad de unidades) los límites de velocidad pueden ser en ocasiones sobrepasados si ello evita grandes cambios en tubería que pudiera hacer imposible o no económico el proyecto.
2.7.2. Criterios de velocidad y pérdida de carga (∆P) en tuberías según servicio En las tablas siguientes se muestran criterios generales para el diseño de tuberías:
Servicio ∆P permitida (psi)/100 ft Velocidad o ∆P Líquidos
Aspiración de bomba (líquido en punto de burbuja) 0,15 Aspiración de bomba (líquido subenfriado) 0,35 Impulsión de bomba 1,5 V < 700 ft/min Líquido no bombeado a válvula de control (flujo por gravedad de líquido en punto de burbuja)
2,6 x (specific gravity)* V < 700 ft/min
Agua de refrigeración 0 – 700 gpm < 1,3
700 – 2.800 gpm V ~ 500 ft/min 2.800 – 7.000 V ~ 600 ft/min
> 7.000 V ~ 700 ft/min
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Servicio ∆P permitida (psi)/100 ft Velocidad o ∆P Gases y vapor de agua
Vacío 4% de la Presión absoluta Aspiración compresor alternativo 0,043 x P0,5 V (ft/min) < 2000 x (28,8/MW)0,5 Aspiración compresor centrífugo 0,043 x P0,5 V (ft/min) < 3.540 / ρ0,5 Descarga compresor alternativo 0,043 x P0,5 V (ft/min) < 3.000 x (28,8/MW)0,5 Descarga compresor centrífugo 0,043 x P0,5 V (ft/min) < 6.000 / ρ0,5
Vapor cabeza columna
P > 300 psia 1,25 150 < P < 300 psia 0,75 15 < P < 150 psia 0,30 5 < P < 15 psia 0,15
P < 3,75 4% de la Presión absoluta
Vapor saturado 1,1 V ~ 6.000 ft/min Vapor sobrecalentado 1,1 V ~ 15.000 ft/min
* Specific gravity: densidad referida a la del agua
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2.8. Diseño de Sistemas de Alivio de Presión 2.8.1. Introducción. Seguridad del Proceso La seguridad en el proceso debe ser motivo de preocupación de cada empleado en una industria moderna. Todos, desde la dirección, los Ingenieros de Proceso, operadores y personal de mantenimiento deben ser conscientes de los riesgos que lleva consigo la operación de una o planta petroquímica procesando materiales combustibles. Este capítulo trata la seguridad en el proceso desde el punto de vista del Ingeniero de Proceso a cargo del diseño. Sus responsabilidades en el diseño del proceso son:
- diseñar la unidad de proceso para minimizar el riesgo - conocer la normativa y standards de seguridad en el proceso - reconocer las potenciales causas de sobrepresión - determinar las descargas basadas en los posibles sucesos - diseñar el instrumento de descarga y el sistema asociado
2.8.2. Diseño y Planificación para la Seguridad En un buen diseño de una unidad de proceso se encuentra un elevado número de capas protectoras diseñadas para minimizar el riesgo:
- Diseño del proceso. Los aspectos de seguridad inherentes a la unidad de proceso comienzan con una precisa representación del balance de materia y calor en operación normal. Además, se trata de disponer y configurar el equipo para minimizar el riesgo
- Controles Básicos del Proceso. Los controles básicos del proceso deben ser diseñados para mantener la operación en condiciones seguras y volver la unidad a las condiciones de operación normal tras un incidente o desvío de las mismas.
- Alarmas y supervisión del operador. Cualquier desviación de las condiciones normales de operación que pueda considerarse una señal de condiciones inseguras o potencialmente inseguras debe ser indicada por el sistema al operador (alarmas en panel, etc.)
- Paradas. Cuando una señal se desvíe de su valor de operación normal, no haya podido ser corregida y suponga un riesgo potencial, activará un sistema de enclavamientos parada de la unidad en posición segura.
- Sistemas de alivio de presión. Estos instrumentos de descarga están diseñados e instalados de forma que alivian la presión del sistema cuando esta supera la
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presión del equipo. La descarga desde estos instrumentos se realiza a un lugar seguro (ya sea una antorcha, otro recipiente, etc.)
- Plan de emergencia. En caso de una explosión, fuego o emisión de productos tóxicos, la refinería debe contar con planes de emergencia para minimizar el riesgo del personal y del equipo e instalaciones en la planta. Del mismo modo, las comunidades adyacentes a las plantas tienen también planes de emergencia con objeto de proteger a las comunidades.
2.8.3. Diseño y Selección del Sistema de Alivio de Presión Existen varios tipos de instrumentos de descarga entre los que cabe citar como más comunes las válvulas de seguridad convencionales, válvulas de seguridad balanceadas, válvulas de seguridad pilotadas y los discos de ruptura. La elección de una u otra depende en gran medida del servicio, condiciones de operación, etc. en el que se instalen. En general, las características de estos sistemas deben ser:
- abren de forma automática y rápida cuando la presión del sistema sube - cierran quedando en posición de mínima fuga cuando se recupera la presión
normal de trabajo (excepto en el caso de los discos de ruptura) - tienen una alta fiabilidad.
Las principales características operacionales de una válvula de seguridad se describen brevemente a continuación:
- set pressure (presión de disparo): es la presión a la que se ajusta la válvula para abrir a las condiciones de operación (normalmente la presión de diseño del equipo al que protege)
- back pressure (contrapresión): es la presión que existe a la salida de la válvula de seguridad como resultado de la presión en el sistema de descarga. Es la suma de la “superimposed” y “built-up” contrapresiones
- Built-up back pressure (contrapresión dinámica): es el incremento en la presión en el colector de descarga como consecuencia del caudal cuando el instrumento de descarga abre.
- Superimposed back pressure (contrapresión estática): es la presión estática que existe a la salida de la válvula de seguridad en el momento en el que la válvula necesita abrir. Es el resultado de la presión en el sistema de descarga y que puede ser constante o variable.
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- Acumulación (accumulation): es el incremento en la presión sobre la presión de diseño del equipo a proteger durante la descarga de la válvula de seguridad, expresado como porcentaje o unidades de presión.
Dependiendo del caso de descarga se aplican diferentes valores de acumulación (normalmente un 10%, mientras que para caso fuego un 21%).
- Overpressure (sobrepresión): es el incremento en la presión sobre la presión de disparo (set pressure), expresado como porcentaje o unidades de presión. Este valor coincide con el valor de la acumulación cuando la presión de disparo de la válvula se fija a la presión de diseño del equipo protegido (como suele ser habitual)
- Blowdown es la diferencia entre la presión de disparo (set pressure) y la presión a la que cierra la válvula de seguridad, expresada bien en porcentaje bien en unidades de presión
- Simmer: es el escape de fluido entre el asiento y el disco a una presión menor que la de disparo de la válvula de seguridad y con un flujo no medible
- Condiciones de descarga (relieving conditions): este término se usa para indicar la presión y temperatura de entrada a la válvula de seguridad a una sobrepresión (overpressure) especificada. La presión de descarga es igual a la presión de disparo (set pressure) más la sobrepresión.
Válvulas de seguridad convencionales En una válvula de seguridad convencional (figura 2.8.1), la presión de entrada a la válvula es soportada por la acción de un muelle. La tensión del muelle se fija para mantener la válvula cerrada en las condiciones de operación normal pero permitir que la válvula abra cuando la presión alcance las condiciones de descarga. Esta es lo que se considera una válvula de presión diferencial. La mayoría de las válvulas de seguridad convencionales instaladas en las refinerías tienen discos con un área AD mayor que el área de orificio AN. Si el venteo del bonete (bonnet) se realiza a la atmósfera, la contrapresión actúa conjuntamente a la presión del recipiente para vencer la fuerza del muelle, Fs, haciendo que la presión de descarga sea menor que cuando se fija con presión atmosférica a la salida. Sin embargo, si el bonete se ventea a la misma descarga de la válvula, la contrapresión actúa conjuntamente con la presión del muelle para aumentar la presión de apertura. Si las contrapresiones fueran constantes este efecto podría ser tenido en cuenta a la hora de ajustar la presión de disparo (set pressure) del muelle (esto,
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normalmente, solo sucede en válvulas que descargan a la atmósfera). En operación, la contrapresión no es constante cuando un determinado número de válvulas de seguridad descargan en un colector. La variación de la contrapresión afectará, por tanto, a la presión de apertura de la válvula.
Figura 2.8.1. Válvula de alivio de presión convencional (Norma API 520)
Las válvulas de seguridad convencionales, tal y como son normalmente instaladas, no tienen un buen comportamiento cuando se produce una elevada built-up contrapresión por el fluido descargado a través de la válvula y colector, llevando consigo fuerzas no balanceadas que afectan a la presión de disparo. En la figura 2.8.2 se observa el efecto de la contrapresión en la capacidad de la válvula. La curva de capacidad es el resultado del balance de fuerzas actuando sobre
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el disco. Mientras la built-up contrapresión es menor que la overpressure una vez que la válvula ha abierto, la válvula permanecerá abierta y trabajará satisfactoriamente con unas condiciones de flujo similares a las predichas. Si la built-up contrapresión se incrementa por encima de la sobrepresión, el balance de fuerzas tiende a cerrar la válvula, la cual se vuelve inestable y se produce una reducción del flujo a través de la misma. Esta inestabilidad es causada por una pérdida del balance de presiones dinámicas o resonancia armónica.
Figura 2.8.2. Fuerzas en una válvula de alivio de presión convencional (Norma API 520)
Las válvulas convencionales no deben ser usadas cuando la built-up contrapresión es mayor que un 10% de la presión de disparo en válvulas con una sobrepresión de un 10%. Este valor puede aumentarse si la sobrepresión es mayor que un 10%. El efecto combinado de la sobrepresión built-up y superimposed debe ser tenido en cuenta cuando varias válvulas de seguridad pueden descargar al mismo colector al mismo tiempo (mismos casos de descarga). Válvulas de seguridad balanceadas El diseño de válvulas de seguridad balanceadas (figura 2.8.3.) incorpora medios para reducir el efecto de la contrapresión en la presión de disparo y para minimizar el efecto de la built-up contrapresión en las características de funcionamiento de la
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válvula como presión de apertura, de cierre y capacidad de descarga. Las válvulas balanceadas pueden ser de dos tipos: de pistón o de fuelle (bellows).
Figura 2.8.3. Válvula de alivio de presión balanceada (Norma API 520)
Estas válvulas se deben utilizar cuando la descarga se realiza a sistemas de contrapresión variable mayor de un 10% de la presión de disparo y habitualmente se utilizan en sistemas de contrapresión variable si la presión de disparo es menor de 20-25 bar aunque la contrapresión sea menor de ese 10% Existen variaciones del diseño de las válvulas balanceadas de pistón. La guía del pistón se ventea de modo que la contrapresión en ambos lados opuestos del disco se cancela (ver figura 2.8.4.). La cara superior del pistón tiene una superficie AP igual a la del asiento sobre el orificio AN, y es sometida a la presión atmosférica por el venteo del bonete (bonnet).
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Figura 2.8.4. Fuerzas en una válvula de alivio de presión balanceada (Norma API 520) En área efectiva del fuelle, AB es la misma que la superficie del asiento sobre el orificio AN. La disposición del fuelle en la válvula evita la actuación de la contrapresión sobre la parte superior del disco dentro del área efectiva del fuelle AB. El área del disco, AD, fuera del fuelle y del área de orificio, cancelan el efecto de la contrapresión sobre el disco, con lo que no hay fuerzas no balanceadas bajo variaciones de presión aguas debajo de la válvula. El fuelle sirve además para aislar la guía del disco, el muelle y otras partes del sistema del fluido. Esta característica puede ser importante si el fluido es corrosivo o puede ensuciar la válvula. En ambos casos vistos anteriormente (muelle convencional y muelle balanceada) la válvula puede tener problemas de fugas y clapeteo en valores alrededor de un 92% de la presión de disparo: presión a la que cierra completamente tras una apertura. Estas válvulas deben ser utilizadas si se puede mantener un margen de un 10% o 25 psi entre la presión de disparo y la presión de operación para prevenir fugas y mal cierre a través de la misma. En caso de que este margen no sea posible (caso de revampings de unidades en los que el perfil de presiones de operación se aproxima más a las presiones de diseño, etc.) una de las opciones posibles es la utilización de válvulas de seguridad pilotadas. Por otro lado, una excesiva presión a la entrada de la válvula de seguridad puede causar la rápida apertura y cierre de la válvula (clapeteo o “chattering”), el cual
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resulta en una pérdida de la capacidad y daños en el cierre de la válvula. La pérdida de presión que afecta al funcionamiento de la válvula es la no recuperable causada por fricción en líneas, codos, etc.
- cuando una válvula de seguridad es instalada en una línea directamente conectada a un recipiente, la pérdida de presión no recuperable entre el equipo protegido y la válvula de alivio (PSV) debe ser menor del 3% de la presión de disparo (set pressure) de la válvula (excepto en el caso de válvulas pilotadas en las que se permite una [P mayor)
- cuando una válvula de seguridad es instalada en una línea de proceso, el 3% debe ser aplicado a la suma de las pérdidas en la línea normalmente sin caudal que va a la PSV y el incremento de [P en la línea de proceso causada por el aumento de flujo a través de la PSV.
Las pérdidas de presión deben ser calculadas con el caudal de capacidad de descarga de la misma, no con el calculado requerido según el caso limitante de la misma. El diámetro de la línea de entrada a la PSV debe ser de un diámetro igual o mayor que el diámetro nominal de la brida de entrada. Válvulas de seguridad pilotadas A diferencia de las válvulas anteriores en las que la principal fuerza para mantener el cierre de la válvula es realizada por un muelle, en las válvulas pilotadas (ver figura 2.8.5) se emplea la presión del sistema para mantener la válvula cerrada hasta que se alcanza la presión de disparo. En las válvulas convencionales y balanceadas, cuando la presión del fluido alcanza valores próximos a la presión de disparo, la fuerza resultante sobre el disco de cierre es muy baja y no se alcanza una buena estanqueidad como ya se ha comentado anteriormente. En las válvulas pilotadas la presión del sistema actúa sobre la parte superior y la inferior de un componente móvil descompensado (pistón), en el que la superficie superior (de la cámara) es mayor que la de asiento. La relación entre la presión del sistema, expresada en porcentaje respecto a la de disparo, y la fuerza de cierre entre el componente descompensado y el cono de descarga se representa en la misma figura. Conforme aumenta la primera, la fuerza de cierre se incrementa proporcionalmente, asegurando que la válvula permanece estanca bajo cualquier condición de operación.
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Figura 2.8.5. Válvula de alivio de presión pilotada (Norma API 520)
Cuando la presión del sistema alcanza el valor de disparo, la válvula piloto disminuye la presión que actúa en la cámara del pistón de la válvula principal, en grado suficiente para que la fuerza de apertura supere la ahora reducida fuerza de cierre, permitiendo que el pistón ascienda y la presión del sistema descargue a través de la válvula. Después de la apertura de la válvula, la presión del sistema sigue controlada por el piloto. Cuando esta última disminuye hasta el valor apropiado (función del diseño del piloto y de su tarado), la válvula principal cierra totalmente. El cierre se efectúa en el instante en que el piloto permite el paso de presión a la válvula principal en grado suficiente para desarrollar una fuerza neta de cierre sobre el pistón. Las válvulas de seguridad pilotadas no se ven afectadas por una contrapresión variable, contrariamente a las vistas anteriormente. Las pilotadas mantienen una apertura total ante cualquier contrapresión, descargando su máxima capacidad en todo momento.
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En caso de que se haga vacío en la entrada a la válvula principal, estando la salida a presión atmosférica (condición que puede darse en las puestas en marcha) puede producirse flujo inverso. Otro caso en el que se puede observar flujo inverso es en situaciones en el que la presión a la salida es mayor que la del sistema (en procesos con sistemas de descarga interconectados). Cuando la contrapresión supera la presión del sistema, la diferencia entre presiones actúa sobre la superficie descompensada (corona circular de área igual a la superficie superior del pistón menos la superficie del asiento). Una diferencia entre presiones suficiente (menor a una atmósfera) levanta el pistón y permite el flujo inverso a través de la válvula. Este fenómeno puede eliminarse instalando dos pequeñas válvulas antirretorno en los conductos que van al piloto. Este dispositivo no afecta el funcionamiento normal de la válvula y debe considerarse en todos los casos en los que pueda producirse una presión diferencial inversa. En general, los principales usos de válvulas pilotadas son los siguientes:
- sistemas de alta presión (> 1000 psig) - sistemas de baja presión (< 20 psig) - revamps: ampliaciones de capacidad de unidades en los que la presión de
operación del sistema se acercará a la set-pressure - Casos en los que se deba minimizar la fuga de la válvula.
Discos de ruptura Un disco de ruptura consiste de un diafragma fino que se sujeta entre dos bridas. El disco está diseñado para romperse y aliviar la presión a las condiciones establecidas. Algunos casos en los que se usan discos de ruptura son:
- Sistemas en los que se requiere una respuesta muy rápida: por ejemplo de rotura de tubos en un intercambiador de muy alta presión en el que el lado de baja presión esté lleno de líquido
- Sistemas con reactor en el que una reacción muy exotérmica (runaway) pueda producirse y sea necesario bajar la presión de forma considerable por debajo de la presión normal de operación para poder recuperar el control de la reacción
- En algunos casos se utilizan aguas arriba de una válvula de seguridad para minimizar fugas o evitar el deterioro de la válvula de seguridad en sistemas corrosivos. En estos casos, debe existir un indicador de la presión en la cavidad entre el disco y la válvula para indicar cuando el disco se ha roto. En
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este caso la capacidad de la PSV se ve afectada en un 10%, con lo que debe dimensionarse con un 10% más de área, asimismo, Cuando se utiliza un disco de ruptura en combinación con una PSV, la pérdida de presión en la línea de entrada de la PSV debe incluir el cálculo de la [P generada por el disco roto.
2.8.4. Dimensionamiento de los Sistemas de Alivio de Presión A continuación se muestran las ecuaciones de diseño para el cálculo del área del orificio de las válvulas de alivio de presión:
- Cálculo del área de orificio para gases
- Cálculo del área de orificio para líquidos
- Cálculo del área de orificio para vapor de agua
siendo: A = área efectiva de descarga (en cm2) W = capacidad de descarga en kg/h para gases y vapor de agua m3/h para líquidos T = Temperatura de disparo C = Coeficiente función de la relación de calores específicos de gas en condiciones standard (15ºC y 1 atm). Se puede calcular de las siguientes formas
siendo n la relación de calores específicos. Si este valor es igual a 1, introducir en la fórmula un valor de 1,0001 para que tenga solución.
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K = Coeficiente de descarga. En caso de que no se tenga un valor utilizar: 0,975 para gases y vapor de agua y 0,62 para líquidos. P1 = Presión de descarga absoluta, en kg/cm2abs. Esta es la presión de disparo más la sobrepresión más la presión atmosférica en kg/cm2abs
siendo S la sobrepresión (10% en casi todos los casos, excepto caso fuego en los que puede tomarse un valor de 21%) Kb = Factor de corrección debido a la contrapresión. Este valor depende del tipo de válvula de seguridad. Z = Factor de compresibilidad por la desviación de gas real a gas perfecto, relación evaluada a las condiciones de entrada a la válvula. M = Peso molecular del gas. Kp = Factor de corrección debido a la sobrepresión. Para válvulas dimensionadas con una sobrepresión del 25%, el factor Kp=1. En general, la mayoría de las válvulas de seguridad para líquidos están dimensionadas sobre la base de un 25% de sobrepresión, Kp=1. Kw = Factor de corrección debido a la contrapresión. Este factor es igual a 1 para válvulas convencionales Kv = Factor de corrección debido a la viscosidad. Es función del número de Reynolds.
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Para calcular el Reynolds utilizar:
en unidades métricas. Como el Re depende del área, es necesario seguir un proceso iterativo; considerar Kv=1; de ahí calcular el área e introducirla en el Reynolds y obtener un valor de Kv. P = Presión de disparo en kg/cm2g. Presión a la que la válvula empieza a abrir. Pb = Contrapresión, en kg/cm2g . D = Peso específico del líquido a condiciones referido al agua = 1 a 60ºF. Ksh = Factor de corrección debido al sobrecalentamiento del vapor. Una vez calculado el área de descarga se selecciona el orificio (denominación con letras) que corresponda a dicha área. En la Tabla 2.8.1 siguiente se adjunta la correspondencia entre las letras de denominación de los orificios y su área en cm2 y pulgadas2. (Norma API 526). En el caso de líquidos en o próximos a su punto de burbuja, puede producirse flash en la propia válvula disminuyendo, por tanto, la capacidad de descarga si este hecho no se tuvo en cuenta en el diseño. Un método conservador de cálculo del orificio de descarga para líquido/vapor es el siguiente:
- determinar la cantidad de líquido que sufre una evaporación tipo flash por la expansión adiabática desde las condiciones de descarga (presión de descarga) hasta la presión de crítica del gas aguas debajo de la PSV o a la contrapresión (la que sea mayor)
- calcular el área requerida para el gas producido - calcular el área requerida para el líquido restante (que no ha sufrido la
evaporación tipo flash) - sumar las dos áreas requeridas que darán el área total necesaria y de allí
obtener el orificio de la PSV.
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Tabla 2.8.1. Dimensiones de orificios (norma API 526) Designación Área efectiva del
orificio (inches2) Área efectiva del
orificio (cm2) D 0,110 0,71 E 0,196 1,26 F 0,307 1,98 G 0,503 3,25 H 0,785 5,06 J 1,287 8,30 K 1,838 11,86 L 2,853 18,41 M 3,60 23,23 P 4,34 28,00 Q 6,38 41,16 R 11,05 71,29 S 16,0 103,23 T 26,0 167,74
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2.9. Ejemplos prácticos de diseño 2.9.1. Ejemplo diseño separador líquido-gas Enunciado Diseñar un separador de dos fases para una mezcla líquido-gas (20 t/h de líquido y 65 t/h de gas). La temperatura de operación es de 300 ºC y la presión de operación es de 50 barg. Utilizar demister. Datos de densidad: 625 kg/m3 (líquido) y 65 kg/m3 (gas)
Gas
Líquido
Alimentación
Demister HD
HS
HH
HLLNivel mínimo
Diámetro
Altura total
Resolución 1.- Calcular la velocidad terminal:
( )v
VLT KU
ρρρ −
×= Donde Ut = velocidad terminal (ft/s) ρL = densidad del líquido (lb/ft3) ρV = densidad del vapor (lb/ft3) K = 0,10 – 0,35 (valor típico: 0,23)
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Separador sin demister � velocidad diseño = (0,5 – 0,8) Ut Separador con demister � velocidad diseño = Ut En nuestro ejemplo: ρL = 625 kg/m3 = 39 lb/ft3 ρV = 65 kg/m3 = 4 lb/ft3 K = 0,23 Sustituyendo, obtenemos: Ut = 0,68 ft/s = 0,21 m/s 2.- Calcular el caudal volumétrico del gas: Qv = Wv / ρv Donde: Qv = caudal volumétrico del gas Wv = caudal másico del gas ρv = densidad del vapor En nuestro ejemplo:
Wv = 65.000 kg/h Qv= 65.000 kg/h / 65 kg/m3 = 1.000 m3/h
3.- Calcular el diámetro del recipiente (en recipientes verticales el área de separación es el área transversal del recipiente); Asumiendo un recipiente cilíndrico:
V
v
U
QD
×
×=π
4 Donde:
D = diámetro de separación del gas Qv = caudal volumétrico del gas
Uv = velocidad del gas = Ut (con demister)
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En nuestro ejemplo: m 31,1
21,0
28,04=
×
×=π
D Como se incluye un demister se añade al diámetro 3 – 6 pulgadas para poder instalar el anillo soporte del demister, permitiendo que el área de paso sea la requerida. Así, el diámetro final queda: 1,31 + (4 x 0,0254m/pulgada) = 1,41 m 4.- Calcular el caudal volumétrico del líquido: QL = WL / ρL Donde: QL = caudal volumétrico del líquido WL = caudal másico del líquido ρL = densidad del líquido En nuestro ejemplo:
WL = 20.000 kg/h QL= 20.000 kg/h / 625 kg/m3 = 32 m3/h
5.- Seleccionar el tiempo de residencia requerido y calcular el volumen correspondiente: VH = TH x QL Donde: VH = volumen TH = tiempo de residencia
QL = caudal volumétrico del líquido En nuestro ejemplo, seleccionamos un tiempo de residencia de 10 minutos (valores típicos de 5 a 20 minutos): VH = (10 minutos /60) x 32 m3/h = 5,3 m3
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6.- Calcular la altura del nivel mínimo de líquido (HLLL): para ello utilizar la siguiente tabla:
Diámetro del recipiente (ft)
LLL (pulgadas) < 20 bar > 20 bar
< 4 15 6 6 15 6 8 15 6 10 6 6 12 6 6 16 6 6
En nuestro ejemplo, para un diámetro de 1,41 metros (4,63 ft), seleccionaremos una altura mínima de 6 pulgadas = 0,15 m 7.- Calcular la altura desde el nivel bajo al nivel normal:
2)4/( V
HH D
VH
×=π
, utilizar 0,3 m como mínimo.
HH = 5,3 / ((π/4)x(1,41)2) = 3,40 metros 8.- Calcular la altura desde el nivel normal al nivel alto (alarma de alto nivel): Como criterio general, se calculará como 1,5 veces el diámetro del recipiente, utilizando 1,5 metros como mínimo. En nuestro caso: HS = 1,5 x 1,41 = 2,12 metros 9 - Si existe demister, considerar una altura de 0,15 m para el mismo, y 0,3 metros adicionales desde el demister a la línea tangente superior.
HD = 0,15 + 0,30 = 0,45 metros
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10.- Calcular la altura total del recipiente: HT = HLLL + HH + HS + HD = 0,15 + 3,40 + 2,12 + 0,45 = 6,12 m Solución: Las dimensiones del recipiente separador serán 1,41 metros de diámetro y 6,12 metros de altura
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2.9.2 Ejemplo diseño bomba centrífuga Enunciado Diseñar la bomba para el esquema de la figura
P = 1,1 bar
H = 6 m
H = 12 m
P = 7 barPmax = 10 bar
∆P = 0,35 bar Línea
= 200
m
Nivel = 1,5 mNivelmax = 3 m
Pmax = 3,5 bar
0,9 m
Línea
= 50 m
Datos: Propiedades del fluido: densidad = 615 kg/m3; presión de vapor a temperatura de operación = 2 bar Caudal = 25 m3/h; eficiencia de la bomba = 0,6; eficiencia del motor eléctrico = 0,9 Resolución 1 – Cálculo de la presión de aspiración Presión del recipiente = 1,1 barg
(m) H x )(m/s g x )(kg/m (Pa) 23ρ=∆P
H recipiente = 6 – 0,9 = 5,1 metros � ∆P = 5,1 m x 615 kg/m3 x 9,8 m/s2 = 30737,7 Pa = 0,307 bar H líquido = 1,5 metros � ∆P = 1,5 m x 615 kg/m3 x 9,8 m/s2 = 9040,5 Pa = 0,09 bar ∆P línea aspiración � se asume valor típico de ∆P = 0,4 bar/km en líneas de aspiración de bombas � 0,4 x 50/1000 = 0,02 bar Presión aspiración normal = 1,10 + 0,31 + 0,09 – 0,02 = 1,48 barg
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Presión aspiración máxima = 3,5 + 0,31 + (0,09x2) – 0,02 = 3,97 barg 2 – Cálculo de la presión de impulsión Presión destino = 7 barg Presión destino máxima = 10 barg H recipiente = 12 – 0,9 = 11,1 metros � ∆P = 11,1 m x 615 kg/m3 x 9,8 m/s2 = 66,9 kPa = 0,67 bar ∆P línea impulsión � se asume valor típico de ∆P = 2,5 bar/km en líneas de aspiración de bombas � 2,5 x 200/1000 = 0,50 bar ∆P cambiador = 0,35 bar Presión impulsión normal = 7 + 0,67 + 0,50 + 0,35 = 8,52 barg Presión impulsión máxima = 10 + 0,67 + 0,50 + 0,35 = 11,52 barg 3 – Cálculo de la presión diferencial de la bomba ∆P normal = 8,52 – 1,48 = 7,04 bar ∆P máxima = 11,52 – 1,48 = 10,04 bar ∆P mínima = 8,52 – 3,97 = 4,55 bar 4 – Cálculo de la NPSH de la bomba NPSH = Paspiración – Pvapor La presión de aspiración es necesario expresarla en presión absoluta, no relativa: P aspiración = 1,48 barg = 2,48 bar Así, queda: NPSH = 2,48 – 2 = 0,48 bar � NPSH= 0,48*1E5 /(9,8 m/s2 * 615 kg/m3) = 7,93 metros
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5 – Cálculo de la potencia de la bomba Se asume que la bomba es accionada por un motor eléctrico. Deberá dimensionarse para la máxima demanda de consumo (∆P máxima).
bomba
hidráulicaPQx
Pη
∆= Caudal = 25 m3/h = 0,007 m3/s Presión diferencial = 10,04 bar = 1E6 Pa Potencia hidráulica = (0,007 x 1E6) / 0,6 = 11.622 W
motor
hidráulicaeléctrica
PP
η=
Potencia eléctrica = 11.622 / 0,9 = 12910 W � Potencia = 12,91 kW
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2.9.3. Ejemplo diseño intercambiador de calor Enunciado Estimar el área necesaria de intercambio de calor para el siguiente servicio de enfriamiento de un gas con agua de refrigeración, con los siguientes datos:
- Caudal del gas: 15.000 kg/h - Calos específico del gas: 0,5 kcal/kgºC - Temperatura de entrada del gas: 90ºC - Temperatura de salida del gas: 45 ºC - Temperatura de entrada del agua de refrigeración: 25ºC - Temperatura de salida del agua de refrigeración: 40ºC
Resolución Para la estimación del área de intercambio de calor se utilizará la ecuación de diseño general
tmlAUFQ ∆= ··· donde: - Q es el flujo de calor intercambiado - U es el coeficiente global de transferencia de calor - F es el factor de corrección cuando no se trata de un cambiador contracorriente - A es el área de intercambio - ∆tml es la media logarítmica de temperaturas:
12
21
1221
ln
)()(
Tt
TtTtTt
tml
−−
−−−=∆
t1 y t2 son las temperaturas de entrada y salida del fluido caliente y T1 y T2 las del fluido frío. La diferencia (t2 - T1) es lo que se conoce como approach del intercambiador. Si tiende a cero el área tiende a infinito y por tanto es necesario limitarlo para que resulte un intercambiador óptimo desde el punto de vista económico.
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En general para servicios con coeficientes globales de transferencia (U) elevados se puede reducir el approach hasta valores bajos (por ejemplo 5-10ºC) ya que el producto U*∆tml conduce a áreas razonables, sin embargo cuando U es bajo es recomendable limitar el approach entre 20-30ºC. En nuestro ejemplo, el approach es de (t2 – T1) = (45 – 25) = 20ºC. Es un valor alto ya que los gases presentan valores bajos del coeficiente de transmisión de calor (como veremos más adelante) y eso provoca también valores bajos para el coeficiente de transmisión de calor U. 1. Tipo y número de carcasas a instalar Se elige la configuración de un paso por carcasa y dos pasos por tubo, que es la más habitual. En caso de que el área calculada resulte excesiva, podrá realizarse el cálculo con otras configuraciones, hasta determinar el diseño óptimo. 2. Cálculo del calor intercambiado El calor intercambiado puede calcularse con la siguiente expresión: Q = m · Cp · ∆T Con los datos: Q = 15.000 kg/h x 0,5 kcal/kgºC x (90-45ºC)= 337.500 kcal/h = 0,338 Gcal/h 3. Cálculo de ∆Tml Se sustituyen en la ecuación los datos disponibles:
C
Tt
TtTtTt
tml º7,32
2545
4090ln
)2545()4090(
ln
)()(
12
21
1221 =
−−
−−−=
−−
−−−=∆
4. Factor de corrección F F es un factor de corrección que depende de las temperaturas de los fluidos (frío y caliente), y del tipo de cambiador. Existen gráficos y correlaciones para el cálculo de F para cada configuración.
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En nuestro ejemplo podemos utilizar la siguiente figura:
A partir de 69,0
)9025(
)9045(
)(
)(
11
12=
−
−=
−
−=
tT
ttP y 33,0
)9045(
)4025(
)(
)(
12
21=
−
−=
−
−=
tt
TTR
Utilizando el gráfico, (interpolando entre las curvas), obtenemos un factor de corrección F de aproximadamente 0,87. 5. Coeficiente de transferencia de calor Para la estimación de los coeficientes individuales de calor, se utilizarán los datos de la siguiente tabla:
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Tipo de producto Coeficiente individual
de transmisión de calor (kcal/hm2ºC)
Productos condensado Vapor de agua 5.000 – 15.000 Hidrocarburos ligeros 1.000 - 2.500 Hidrocarburos medios 1.000 - 1.500 Amoniaco 3.000 - 5.000
Productos evaporando Agua 4.000 – 10.000 Hidrocarburos ligeros 750 – 1.500 Hidrocarburos medios 500 – 1.000 Amoniaco 3.500 – 6.000
Sin cambio de fase Agua 1.500 – 10.000 Gases (hidrocarburos) 50 - 300
y la siguiente ecuación:
metalcf
fc Krr
hhU
1111++++=
dónde: U: coeficiente global de transmisión de calor (kcal/hm2 ºC) h: coeficiente individual de transmisión de calor (kcal/hm2ºC) en lado frío o caliente r: resistencia (hm2 ºC/kcal) que se oponen al paso del calor en lado frío o caliente K: coeficiente de transmisión de calor del metal del tubo En la mayor parte de los casos, puede asumirse que el K>> hi, por lo que el efecto del metal puede despreciarse. Asimismo, en nuestro ejemplo, al tratarse de fluidos no especialmente sucios (gas y agua), se considera que los factores de ensuciamiento o fouling (r) también pueden despreciarse respecto a los coeficientes individuales de transmisión de calor.
Así, la ecuación quedaría: Cº mkcal/h 6,1455000
1
150
1111 2=+=+=fc hhU
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6. Cálculo del área de intercambio Despejando el área de la ecuación general tmlAUFQ ∆= ··· , obtenemos:
2 4,817,32 · 6,145 · 87,0
500.337
··m
tmlUF
QA ==
∆=
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2.9.4. Ejemplo diseño tubería Enunciado Diseñar una tubería por la que circula un líquido subenfriado, en aspiración de una bomba, con un caudal de 800 m3/h. Resolución Para el dimensionamiento de modo aproximado, utilizaremos los valores típicos que aparecen en la tabla del punto 2.7.2. Para el caso de un líquido subenfriado en aspiración de bomba, tomaremos un valor de pérdida de carga permitida de 0,35 psi/10 ft (0,8 bar/km). Respecto a la velocidad, aunque en la tabla no aparece un valor máximo, tomaremos como referencia un valor de 700 ft/min � 3,56 m/s (12.816 m/h). Sabiendo que V=Q/S, la superficie mínima deberá ser de 800 / 12.816 = 0,0624 m2, lo que proporciona un diámetro mínimo de (S=π/4·D2) de 0,28 m (11,1 pulgadas). Asumiendo un diámetro de 12”, comprobaremos con la ayuda del gráfico siguiente que la pérdida de carga es admisible. En el gráfico, a partir del caudal (expresado en galones por minuto) y el diámetro, se determina la pérdida de carga (∆Po/100), expresada en psi por 100 pies (psi/100 ft). Realizando un cambio de unidades: 800 m3/ h � 2.930 gpm Para 12”, a partir de las curvas de la gráfica, obtenemos ∆P � 0,8 psi/100 ft aproximadamente. Realizando un cambio de unidades: 0,8 psi/100 ft x (1 bar/14,5 psi) x (100 ft / 0,0305 km), obtenemos una pérdida de carga de ∆P = 1,8 bar/km, que no cumple la condición de < 0,8 bar/km. Por tanto, deberemos elegir un diámetro mayor. Si elegimos, por ejemplo, un valor de 14”, a partir de la gráfica obtendríamos aproximadamente un valor de 0,3 psi/100ft. Recalculando: ∆P/L = 0,3 psi/100 ft x (1 bar/14,5 psi) x (100 ft / 0,0305 km)= 0,7 bar/km, que sí cumple la condición de < 0,8 bar/km
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Resultado: elegimos un diámetro de 14”, que es el mínimo que cumple la especificación de pérdida de carga admisible.
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2.9.5. Ejemplo instalación válvula de seguridad Enunciado Indique si es necesaria la instalación de una válvula de seguridad para el esquema siguiente:
E-1G-1
Presión shut-off = 35 barCaudal diseño = 50 m3/h
FCV-1
Caso A: presión de diseño del intercambiador E-1 es de 30 bar Caso B: presión de diseño del intercambiador E-1 es de 40 bar Resolución Caso A: es necesaria la instalación de una válvula de seguridad, en la línea de impulsión de la boba, que estará tarada a 30 bar. Para su diseño, el caudal de descarga que debe ser capaz de desalojar corresponderá con el caudal de diseño de la bomba (50 m3/h). Caso B: no es necesaria la instalación de una válvula de seguridad, ya que la presión máxima que debe soportar el intercambiador E-1 está por debajo de su presión de diseño.
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2.9.6. Ejemplo diseño válvula de seguridad Enunciado Diseñe la válvula de seguridad que debe proteger al recipiente de la figura para el caso de fuego externo.
Nivel líquido = 2 m
Distancia al suelo = 6 m
Altura = 5m
Diámetro = 1,5 m
Datos: Presión de diseño = 3,5 barg Entalpía de vaporización del líquido contenido en el recipiente = 500 kcal/kg Resolución 1 – Cálculo del área mojada Para un recipiente vertical, podemos utilizar la siguiente fórmula:
A = 1,089·D2 + π·D·h En nuestro ejemplo: A = 1,089 ·(1,5)2 + π · 1,5 · 2 = 11,88 m2
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Diseño Básico de Procesos 103
Como criterio de seguridad, podemos considerar un 10% adicional correspondiente al líquido contenido en las tuberías de vaciado del recipiente:
A = 11,88 x 1,1 = 13,06 m2 2 – Cálculo del calor absorbido Utilizaremos la siguiente ecuación empírica: Q (Btu/h) = 21.000 · F · A0,82
(A expresada en ft2) En nuestro ejemplo: 13,06 m2 � 140,6 ft2 Asumiremos un criterio conservador y tomaremos el factor F =1. Así, el calor absorbido quedará: Q = 21.000 · (140,6)0,82 = 1,21 E6 Btu/h � 305.476 kcal/h 3 – Cálculo de la capacidad de descarga Con los datos del calor absorbido y de la entalpía de vaporización del líquido, podemos calcular el caudal de descarga utilizado la ecuación W=Q/λ.
En nuestro ejemplo: W = 305.476 / 500 = 611 kg/h
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Control de Procesos 104
3. CONTROL DE PROCESOS
3.1. Control Básico
Los requerimientos de funcionamiento de las plantas de proceso son cada día más
difíciles de satisfacer. Un mercado cada vez más competitivo, unas regulaciones
ambientales y de seguridad cada vez más estrictas y unas condiciones económicas en
continuo y rápido cambio han sido los factores esenciales en el estrechamiento de las
especificaciones de calidad de los productos.
Para mayor complicación, los procesos modernos son más difíciles de operar debido a
la tendencia a construir plantas de mayor tamaño con una gran integración y con
pequeña capacidad de almacenamiento entre las distintas unidades.
Estas plantas le dejan al operador pocas opciones para evitar que las perturbaciones
se propaguen de una unidad a la siguiente. A la vista del énfasis puesto en la
seguridad y eficiencia de la operación de las unidades no es de extrañar la
importancia cada vez mayor del Control de Procesos en los últimos años.
De hecho, sin Control de Procesos no es posible operar las modernas unidades de
manera segura y provechosa cumpliendo además los requerimientos de calidad.
Para fijar ideas, vamos a considerar el ejemplo típico de un cambiador de calor en el
que una corriente de proceso se calienta con vapor que condensa. El proceso esta
esbozado en la figura 3.1.
Figura 3.1. Intercambiador de calor.
El propósito de este equipo es calentar el fluido del proceso desde una temperatura
de entrada Ti(t) hasta un valor determinado de temperatura de salida T(t). Como ya
hemos dicho el medio calefactor es el vapor condensante. La energía que gana el
fluido de proceso es igual al calor cedido por el vapor, suponiendo que no hay
pérdidas, es decir, que el intercambiador y las tuberías están bien aisladas. En este
caso el calor cedido es el calor latente de condensación del vapor.
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Control de Procesos 105
En este proceso hay muchas variables que pueden cambiar provocando que la
temperatura de salida se desvíe del valor deseado. Si esto ocurre habrá que tomar
alguna acción para corregir dicha desviación. Así, el objetivo es controlar la
temperatura de salida del proceso en el valor deseado.
Una manera de conseguir el objetivo sería: primero medir la temperatura T(t), y
compararla con el valor que deseamos y, basándonos en la comparación, decidir qué
hacer para corregir la posible desviación. El caudal de vapor podría utilizarse para
este fin. Es decir, si la temperatura está por encima del valor deseado, entonces la
válvula de vapor puede estrangularse para reducir el caudal de vapor (energía) a
través del cambiador. Si la temperatura está por debajo del valor deseado, entonces
la válvula de vapor puede abrirse un poco para aumentar el caudal de vapor al
cambiador.
Todo esto lo puede hacer el operador de forma manual, y dado que el procedimiento
descrito es bastante simple no presentaría ningún problema. Sin embargo, puesto
que en la mayoría de las plantas de proceso existen cientos de variables que deben
mantenerse en algún valor determinado, el procedimiento de corrección que hemos
descrito requeriría un ingente número de operadores.
Consecuentemente nos gustaría poder realizar el procedimiento descrito de manera
automática. Es decir, queremos disponer de los instrumentos necesarios para
controlar las variables sin que sea precisa la intervención del operador. Esto es lo
que se entiende por control automático de procesos.
Para conseguir nuestro objetivo deberemos diseñar e implantar un sistema de
control.
Uno de los posibles sistemas de control y sus componentes básicos se muestran en la
figura 3.2.
Figura 3.2 Sistema de control del Intercambiador de calor.
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Control de Procesos 106
Lo primero que tenemos que hacer es medir la temperatura de salida de la corriente
de proceso. Esto lo hacemos mediante un sensor (un termopar, una
termorresistencia, termistor etc).
Este sensor esta físicamente conectado a un transmisor que toma la señal del sensor
y la convierte en una señal lo suficientemente intensa para ser transmitida a un
controlador.
El controlador recibe la señal, que está relacionada con la temperatura y la compara
con el valor deseado. Dependiendo de esta comparación, el controlador decide que
hacer para mantener la temperatura en el valor deseado. Según esta decisión, el
controlador envía entonces otra señal al elemento final de control, que se encarga
de manipular el caudal de vapor.
Hemos presentado así los cuatro componentes básicos de todos los sistemas de
control:
El sensor o elemento primario.
El transmisor o elemento secundario.
El controlador, el “cerebro” del sistema de control.
El elemento final de control, a menudo una válvula de control pero no
siempre.
Otros elementos finales de control son bombas de velocidad variable, motores
eléctricos, etc.
La importancia de estos componentes es que realizan las tres operaciones básicas
que deben estar presentes en cualquier sistema de control. Estas operaciones son:
1. Medida: la medida de la variable a controlar normalmente se realiza mediante la
combinación del sensor y el transmisor.
2. Decisión: Basándose en la medida, el controlador debe decidir que hacer para
mantener la variable en el valor deseado.
3. Acción: Como resultado de la decisión del controlador, el sistema debe tomar
alguna acción. Normalmente esto lo realiza el elemento final de control.
Como ya hemos mencionado, estas tres operaciones deben estar presentes en
cualquier sistema de control. La operación de toma de decisión puede ser muy simple
en algunos sistemas o muy compleja en algoritmos sofisticados. Esto lo veremos mas
adelante.
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Control de Procesos 107
3.1.1. Terminología
Vamos a definir algunos términos que se utilizaran en el capítulo y que son básicos en
el campo de control de procesos.
El primer término es variable controlada. Esta es la variable que debe mantenerse o
controlarse en algún valor deseado. En el ejemplo que estamos utilizando, la variable
controlada es la temperatura de salida del fluido de proceso T(t).
El segundo término es el punto de consigna (setpoint SP), que es el valor deseado de
la variable controlada.
La variable manipulada MV es la variable que se utiliza para mantener la variable
controlada en su punto de consigna. En el ejemplo, el caudal de vapor es la variable
manipulada.
Por último, cualquier variable que pueda provocar una desviación de la variable
controlada respecto al punto de consigna, se define como variable de perturbación
DV. En casi todos los procesos existen diferentes fuentes de perturbación. Por
ejemplo, en el intercambiador de la figura 3.2, son potenciales perturbaciones la
temperatura de entrada Ti(t), el caudal de fluido de proceso q(t), la calidad del
vapor, las condiciones ambientales, el ensuciamiento del intercambiador, etc.
Es muy importante entender que en los procesos industriales la necesidad del control
de proceso viene de la existencia de estas perturbaciones. Si no hubiera
perturbaciones, las condiciones de operación de diseño se mantendrían
indefinidamente y no sería necesaria una “vigilancia” continua del proceso.
Hablamos de lazo abierto cuando el controlador esta desconectado del proceso. Es
decir, el controlador no toma ninguna decisión sobre como mantener la variable
controlada en su punto de consigna, o lo que es lo mismo, está en modo MANUAL.
Hablamos de lazo cerrado cuando el controlador está conectado al proceso, compara
el valor del punto de consigna con la variable controlada y determina la acción
correctiva que sea necesaria, o lo que es lo mismo, está en modo AUTOMÁTICO.
Una vez establecida la terminología que vamos a utilizar, se puede establecer el
objetivo de un sistema de control automático de procesos de la siguiente manera: el
objetivo de un sistema de control de procesos automático es utilizar la variable
manipulada para mantener la variable controlada en su punto de consigna a pesar de
las perturbaciones que se produzcan.
La representación de los diagramas de bloques del Sistema de Control se suele
realizar de la siguiente manera:
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Control de Procesos 108
Figura 3.3. Diagrama de bloques del Sistema de Control.
El objetivo del sistema será mantener el mayor tiempo posible T(t) = Temperatura
deseada, o, lo que es lo mismo CV=SP. Para esto el controlador moverá MV para
compensar el efecto de las perturbaciones DV y los cambios de SP.
3.1.2. Control Regulatorio y Servocontrol
En algunos procesos la variable manipulada se desvía del punto de consigna debido a
las perturbaciones. Control regulatorio se refiere a los sistemas diseñados para
compensar estas perturbaciones.
En otras ocasiones la mayor perturbación es el punto de consigna en sí mismo. Es
decir, el punto de consigna va cambiando con el tiempo (por ejemplo en procesos
discontinuos tipo batch) y, a pesar de todo, la variable controlada debe seguir al
punto de consigna. Servocontrol se refiere a los sistemas de control diseñados para
este propósito.
El control regulatorio es mucho más común que el servocontrol en la industria del
refino.
3.1.3. Transmisión de Señales
Hay tres tipos de señales que se utilizan en la industria de proceso. Estas señales
proporcionan la comunicación necesaria entre los instrumentos y el sistema de
control.
La señal neumática o presión de aire oscila normalmente entre 3 y 15 psig. De
manera menos habitual se utilizan otras señales, como 6 a 30 psig, 3 a 27 psig, etc.
La señal eléctrica o electrónica oscila normalmente entre 4 a 20 mA. Menos
frecuentemente se usan señales de 10 a 50 mA, 1 a 5 V y 0 a 10V.
El tercer tipo de señal, cada vez más común, es la señal digital (ceros y unos). La
utilización de sistemas de control basados en microprocesadores está obligando cada
vez más al uso de este tipo de señal.
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Control de Procesos 109
A menudo es necesario cambiar de un tipo de señal a otro. Esto lo hace un
convertidor o transductor. Por ejemplo, puede ser necesario convertir una señal
eléctrica (mA), a una señal neumática (psig). Esto se hace con un convertidor I/P
(intensidad, neumático). Existen diferentes convertidores: P/I, E/P (voltaje,
neumatico) P/E , etc.
3.1.4. Estrategias de Control
a) Control Feedback (Retroalimentación)
El esquema de control que se muestra en la figura 3.3 se denomina control feedback,
control por retroalimentación o lazo de control feedback. La técnica fue aplicada por
primera vez para el control de un proceso industrial por James Watt hace unos 200
años. La aplicación consistía en mantener la velocidad de una máquina de vapor bajo
perturbaciones, es decir una aplicación de control regulatorio.
Según este esquema, la variable controlada se mide y se realimenta al controlador de
manera que este tome una decisión. Si profundizamos un poco en el funcionamiento
de este esquema veremos sus ventajas y sus inconvenientes. Para ello vamos a seguir
utilizando el lazo de control del intercambiador de calor de la figura 3.2.
Si la temperatura de entrada aumenta, generando una perturbación, el efecto debe
propagarse a través de todo el intercambiador antes de que cambie la temperatura
de salida.
Cuando la temperatura de salida cambia también se modifica la señal del transmisor
al controlador. Es entonces cuando el controlador se da cuenta de que tiene que
compensar la perturbación modificando el caudal de vapor. El controlador envía una
señal a la válvula para que disminuya su apertura y se reduzca de esta manera el
caudal de vapor.
En la figura 3.4 se muestran la perturbación, la variable controlada y la variable
manipulada a lo largo del tiempo.
Es interesante darse cuenta de que al principio la temperatura de salida aumenta,
puesto que ha aumentado la temperatura de entrada, pero después disminuye incluso
por debajo del valor del punto de consigna y continúa oscilando alrededor del punto
de consigna hasta que finalmente se estabiliza.
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Control de Procesos 110
Fig. 3.4. Respuesta del Sistema de Control del Intercambiador de Calor.
Esta respuesta oscilatoria muestra que la operación del sistema de control por
realimentación es esencialmente por ensayo y error. Es decir, cuando el controlador
se da cuenta de que la temperatura de salida ha aumentado por encima del punto de
consigna, ordena a la válvula que cierre, pero esta cierra más de lo necesario. Así la
temperatura de salida cae por debajo del punto de consigna. Al ver esto el
controlador volverá a ordenar a la válvula que abra un poco para volver a llevar la
temperatura a su valor deseado. Este ensayo y error continúa hasta que la
temperatura se estabiliza en el punto de consigna.
La ventaja del control por realimentación es que es una técnica muy sencilla y que
compensa cualquier perturbación. Cualquier perturbación que afecte a la variable
controlada hará que esta se desvíe del punto de consigna y entonces el controlador
modificara su salida hasta que vuelva al punto de consigna. El controlador feedback
no sabe, ni le importa, que perturbación está afectando al proceso. Solo intenta
mantener a la variable controlada en el punto de consigna y de esta manera
compensa cualquier perturbación.
La desventaja del control feedback es que solo compensa una perturbación una vez
que esta ha provocado que la variable controlada se desvíe del punto de consigna. Es
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Control de Procesos 111
decir, la perturbación debe propagarse a través del proceso antes de que el esquema
de control por realimentación pueda compensarla.
b) Control Feedforward (Adelanto)
A pesar de que el Control Feedback es uno de los más usados industrialmente, por su
sencillez y popularidad, en algunos procesos es realmente difícil ajustar el
controlador para obtener una respuesta dinámica aceptable. En estos casos hay que
probar otras estrategias de control, siendo una de las más recurridas el control
Feedforward. El objetivo de un controlador feedforward es medir la perturbación y
compensarla antes de que se propague y afecte a la variable controlada. Si la
perturbación se compensa correctamente, la variable controlada no se enterara de
que se ha producido tal perturbación.
Retomando el ejemplo del intercambiador, vamos a ver como se puede aplicar un
controlador feedforward. Consideremos que las perturbaciones principales son la
temperatura de entrada Ti(t) y el caudal de proceso, q(t).
En primer lugar medimos Ti(t) y q(t) con TT11 y FT11 respectivamente (ver figura
3.5).
Posteriormente hay que decidir qué acción tomar acerca del caudal de vapor con el
objeto de compensar las perturbaciones.
En este caso la filosofía a seguir es aumentar el caudal de vapor cuando aumenta q(t)
y por el contrario quitar vapor cuando aumente Ti(t). En pura teoría, se podría
determinar a priori que caudal de vapor hace falta para conseguir un valor
determinado de T(t), conocidos Ti(t) y q(t), pero tal y como se ha comentado en el
punto anterior, existen un número mayor de perturbaciones que afectan a T(t) y que
en este caso no han sido tenidas en cuenta. Si una de estas perturbaciones afecta al
proceso, por ejemplo un cambio en la entalpía del vapor, esto provocara que se
cometa un error constante en T(t) con respecto al valor deseado, ya que la función
ha cambiado, siendo T(t) = {Ti(t), q(t)}.
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Control de Procesos 112
Figura 3.5 Controlador Feedforward.
Para corregir este problema existen dos posibilidades. La primera consiste en seguir
compensando frente a otras perturbaciones, pero en la práctica puede haber
variables perturbadoras que no sean fácilmente medibles haciendo que esta opción
no sea realizable.
La solución correcta consiste en compensar con feedforward las perturbaciones
principales y añadir un feedback para compensar el resto de las perturbaciones no
medidas. Este nuevo esquema de control está representado en la figura 3.6.
En el punto siguiente se comentarán técnicas de control más complicadas que las que
se han visto en este punto. Hay que tener en cuenta que cuanto más complicada sea
una estrategia de control, más cara resulta desde el punto de vista de diseño,
implementación y mantenimiento.
Por lo tanto al diseñar inicialmente un sistema de control hay que intentar usar la
estrategia más sencilla (feedback control), y si esta no es suficiente, probar con otras
estrategias más avanzadas siempre y cuando el coste económico esté justificado.
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Control de Procesos 113
Figura 3.6 Controlador feedback con compensación feedforward.
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Control de Procesos 114
3.2. Control Avanzado
Una vez vistas las características generales del Control Básico de Procesos, se hará lo
análogo con el Control Avanzado, utilizando igualmente el ejemplo típico del
calentamiento de una corriente utilizando el calor residual de otra y mediante el
paso de ambos a través de un equipo denominado intercambiador de calor.
El propósito de este equipo es calentar el fluido principal desde una temperatura de
entrada T1 hasta un valor determinado de temperatura de salida T2.
Figura. 3.7. Intercambiador de Calor.
Si suponemos que el fluido calefactor es vapor condensante, la energía que gana la
corriente de proceso es igual al calor cedido por el vapor, suponiendo que no hay
pérdidas, es decir, que el intercambiador y las tuberías están bien aislados. En este
caso el calor cedido es el calor latente de condensación del vapor.
Para conseguir el objetivo deseado podríamos limitarnos a utilizar el control básico, y
utilizar un controlador de temperatura cuya medida sería el valor en cada momento
de T2 y la comparación de este con el punto de consigna se traduciría en una acción
sobre la válvula de vapor.
En conclusión, usaríamos un control feedback con las limitaciones que eso conlleva
como hemos visto en el capítulo anterior.
Si en vez de usar como fluido calefactor un vapor de temperatura constante
utilizáramos, como se ha dicho antes, el calor residual de otro fluido calefactor, cuya
temperatura está condicionada por otros intercambiadores que usan su calor antes
que el nuestro, estaremos introduciendo una variable de perturbación, la
temperatura del fluido calefactor que deberemos tener en cuenta de alguna forma,
si no queremos tener serios problemas para conseguir nuestro objetivo que es
mantener constante, en el valor deseado, la temperatura de salida.
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Control de Procesos 115
La aparición de esta variable de perturbación nos obliga, si queremos conseguir
nuestro objetivo, a plantear el control teniéndolo en cuenta, es decir, tenemos que
adelantarnos o lo que es lo mismo, aparece la necesidad del control feedforward
como complemento del feedback.
En realidad, en un proceso ideal bastaría con el feedforward, pero los ruidos, las
impurezas y el cambio en los equipos de proceso, tales como el ensuciamiento nos
obliga a combinar ambas técnicas.
Centrándonos en el caso del intercambiador con temperatura variable en la corriente
del fluido calefactor, si queremos adelantarnos deberemos medir de forma continua
la temperatura e “informar” al controlador de la temperatura de salida de dichas
variaciones.
Una de las formas más clásicas es corregir la salida del controlador de temperatura
antes de actuar sobre el punto de consigna del controlador secundario; el esquema
de control quedaría como se ve en la figura 3.8.
Lo que hacemos para corregir la salida del controlador principal, el TC de salida de la
corriente de proceso, es intercalar un nuevo controlador, QC, que es un controlador
de calor cuya PV es la medida del calor que estamos aportando, utilizando la
diferencia de temperaturas, el caudal y el calor específico, Cw, del residuo de vacío
y cuyo calor demandado es la propia salida del TC.
El controlador de calor, QC, comparará el calor demandado, SP, con el calor
aportado, PV, y actuará sobre la variable manipulada, que en este caso es el SP del
controlador de caudal del otro fluido.
Cualquier variación de la temperatura de entrada, modificará la (T1-T2) y por lo
tanto la PV del QC. Esto traerá consigo un adelanto y una corrección del caudal de
residuo ya que si su temperatura es más alta ó más baja deberá reducir ó aumentar
respectivamente el caudal, si queremos mantener la temperatura objetivo.
Se introduce una función de tiempo, L/L, con constante ajustable para que el
adelantamiento se produzca con la cadencia adecuada ya que puede ocurrir que la
toma de temperatura que detecta la variación se encuentre muy alejada y no es en
ese momento sino algo más tarde cuando debe empezar la corrección. Por tanto, en
este caso es necesario que dicha f(t) sea un lag (retraso).
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Control de Procesos 116
Fig. 3.8. Control Avanzado del Intercambiador de Calor.
Un esquema de control similar se usaría si el fluido calefactor fuese vapor de
temperatura constante y en este caso tuviéramos variaciones por ejemplo en el
caudal de la corriente de proceso.
En este caso el cálculo de calor y el adelantamiento, incluso sin necesidad de
introducir un controlador intermedio, se haría sobre la corriente de entrada del
fluido principal.
Se podría atacar a uno de los parámetros de ajuste de la ecuación del SP del FC de
vapor.
El esquema quedaría como indica la figura 3.9.
Para el mismo, podría establecerse que:
Caudal vapor x HS= C x Caudal producto x (T2-T1)
HS= entalpía del vapor (calor latente en BTU/lb ó similar)
C= calor específico
La ecuación Feedforward quedaría como sigue:
Caudal vapor = K x Caudal producto x(T2-T1)
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Control de Procesos 117
Fig. 3.9. Control Avanzado del Intercambiador de Calor.
De forma gráfica y ante un aumento en el caudal de entrada de producto la reacción
del sistema, sería así:
Fig. 3.10. Respuesta a la perturbación.
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Control de Procesos 118
En este ejemplo haría falta un lead (adelanto) puesto que es más lenta la reacción de
la variable manipulada (vapor) que la controlada (producto).
En resumen; un aumento del caudal de producto debe ir acompañado de un
incremento de caudal de vapor que tenga en cuenta la dinámica del proceso.
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Control de Procesos 119
3.3. Diseño de Instrumentos y Válvulas de Control
En una Planta Industrial se entiende por instrumentación el conjunto de aparatos
destinados a medir las variables de proceso: caudales, presiones, temperaturas,
niveles, composiciones y propiedades físicas.
Se entiende por control el conjunto de sistemas que permiten mantener las variables
de proceso en los valores deseados de forma automática.
Los sistemas de Instrumentación y Control son cada día más completos y sofisticados
con lo que se consigue:
- Funcionamiento optimizado de la Planta
- Mejora del factor de servicio / seguridad
- Reducción de mano de obra directa
En la fase de Ingeniería Básica de especificarse toda la instrumentación necesaria y
suficiente para:
- Buena operatividad de la Planta
- Seguridad de la instalación
Lo anterior es finalmente una función de la política de cada compañía (personal /
inversión / funcionamiento).
Los criterios típicos para una Planta bien instrumentada son los siguientes:
a) Caudales
Han de medirse los caudales de todas las corrientes de proceso para cerrar balances
de materia de la Planta y de secciones individuales, así como todas las entradas y
salidas de corrientes de servicios (agua, vapor, combustible...)
b) Temperaturas
Equipos de intercambio de calor: todas las entradas y salidas
Torres de destilación: cabeza, fondo, platos críticos, platos de extracción
Reactores: suficientes para disponer de un perfil de temperaturas longitudinal
y radial.
En el límite de batería de carga y productos
Servicios auxiliares: a la entrada y salida de la planta como consumo total
para cálculo de costes y en equipos que sean grandes consumidores.
c) Presiones
En recipientes, columnas y reactores
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Control de Procesos 120
En impulsión de bombas
En aspiración e impulsión de compresores
En el límite de batería de carga y productos
Presiones diferenciales en columnas de destilación y filtros u otros equipos
cuya longitud de ciclo operativo venga limitada por la caída de presión.
d) Analizadores
Son equipos normalmente costosos y su uso se suele limitar cuando son requeridos
por la criticidad del parámetro a medir: especificación de composición en productos,
especificación punto T95 diesel, etc.
La especificación de instrumentos incluye la siguiente información:
3.3.1. Instrumentos de caudal
Los tipos de elementos primarios más empleados son:
- Placa de orificio (el más común). Consiste en una placa metálica en la que se
ha practicado un orificio (diafragma) y genera una delta P (�P). El caudal se
mide en función de esta delta P (función cuadrática).
Ventajas: Es apto para la mayoría de gases y líquidos. No tiene componentes
móviles. Poco mantenimiento.
Desventajas: Relativa poca exactitud (± 3%). La viscosidad afecta al rango de
caudal. Pérdida de presión no recuperable. En el caso de gases es necesario
realizar una corrección de las placas por P y T, ya que las placas se diseñan en
unas condiciones (P, T) que pueden variar en la operatoria de la planta.
- Tubos Venturi. Al igual que las placas de orificio están basados en la medida
de presión diferencial. Consiste en una parte metálica con un
estrangulamiento que se inserta en la tubería como parte de la misma,
midiendo la presión a ambos lados del estrechamiento.
Ventajas: Pérdida de carga poco elevada. Posibilidad de medir caudales
mayores que las placas de orificio. Facilidad para medir líquidos con sólidos
en suspensión.
Desventajas: Son más caros.
- Medidores másicos. Están diseñados para medir directamente el caudal de
fluido en kg/h, en lugar de m3/h. Los hay de distintos tipos en función del
principio en el que se basen (efecto Coriolis, principio térmico, momento
angular).
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Control de Procesos 121
Ventajas: Buena exactitud. Rango medida amplio. Lectura directa en masa.
Indicado en fluidos muy viscosos
Desventajas: Son caros. No se utilizan en gases ni vapor.
- Turbinas. El fluido que entra en el medidor hace girar un rotor a una
velocidad proporcional a la del fluido y por tanto al caudal instantáneo.
Ventajas: Alta precisión. Muy utilizados en trasiego de productos entre
factorías y cargaderos, y para medidas fiscales.
Desventajas: Sólo se utilizan en fluidos limpios con poca viscosidad.
- Ultrasonidos. Son muy poco utilizados. Miden la velocidad de circulación de
un líquido mediante dos transductores de ultrasonidos situados uno aguas
arriba del otro.
Ventajas: Indicados en instalaciones de altas presiones. Algunos de ellos son
portátiles (no es necesaria instalación en la tubería interna).
Desventajas: Equipo costoso. Necesidad de que la tubería esté llena de
líquido. Porcentaje de sólidos inferior a un 30%.
- Otros. Caudalímetro tipo Vortex, magnéticos, de desplazamiento positivo
3.3.2. Instrumentos de temperatura
Tipos de instrumentos de medida:
- Termómetros de dilatación. Se basa en la dilatación sobre un tubo capilar de
un líquido contenido en un depósito.
- Termómetros de resistencia. Están basados en el hecho de que algunos
elementos dejan pasar con mayor o menor facilidad la corriente eléctrica.
Pueden ser de resistencia metálica o de un material semiconductor.
- Termopares. Se basan en la propiedad física de entre las uniones de dos
metales diferentes que forman un circuito cerrado, se genera una corriente
cuando dichas uniones están a diferente temperatura, dependiendo dicha
corriente de la diferencia de Tª y de la naturaleza de los metales.
3.3.3. Instrumentos de presión
Todos los sistemas para la medida de presión tienen básicamente dos elementos:
sensor y transmisor.
Sensor. Proporciona una señal a la presión medida y la transmite a los dispositivos
encargados. Existen dos tipos de sensores:
- Mecánicos (cápsula, tubo Bourdon y fuelle).
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Control de Procesos 122
- Electro-mecánicos (capacitivos, de galga extensiométrica, inductivos,
piezoeléctricos, de semiconductor).
Transmisor. Acondiciona la señal del sensor y la transforma en señal eléctrica o
neumática. Hay varios tipos de transmisores:
- Analógicos de bajo coste.
- Analógicos convencionales.
- Inteligentes.
- De altas prestaciones
3.3.4. Instrumentos de nivel
En la selección del tipo de medidor tienen preferencia los medidores estáticos frente
a los que tiene partes móviles y los que no necesitan contacto con el fluido.
Dependiendo de la función se clasifican en:
- Indicadores locales.
- Transmisores de nivel continuo.
- Interruptores de nivel.
- Niveles de tanques de almacenamiento.
Los más empleados son: medida de nivel por presión diferencial (�P-cell), visual, de
flotador, magnéticos, radar, ultrasonidos, capacitivos...
3.3.5. Instrumentos analizadores de composición
- Cromátografos en línea
- Propiedades físicas: Densímetros, conductivímetros, pH-métros,
viscosímetros, etc.
3.3.6. Válvulas de control
Cualquier variable de proceso puede ser controlada mediante la apertura o cierre de
una válvula.
Es necesario especificar durante la Ingeniería Básica tantos lazos de control como
variables (grados de libertad) que el proceso requiera se mantengan en un valor
prefijado. El control que se define en esta etapa ha de ser un control básico y sólido,
con lazos sencillos. Este control puede sofisticarse en etapas posteriores del proyecto
(control multivariable DMC), peros siempre ha de estar disponible en caso de
situaciones operatorias como la puesta en marcha en la que se tiende a buscar
procedimientos sencillos hasta que la planta está en funcionamiento.
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Control de Procesos 123
Un esquema general de un lazo de control simple es el siguiente:
Figura 3.11. Esquema general de un lazo de control simple
Medidor: cualquiera de los instrumentos ya descritos
Transmisor: recibe la señal del medidor, la convierte y transmite en forma de señal
eléctrica.
Controlador. Compara la señal del medidor con el punto de consigna y envía una
señal resultado de un algoritmo PID (proporcional, integral y alternativo) respecto de
la desviación.
Convertidor E / N: convierte la señal eléctrica en neumática
Válvula de control: Válvula activada por membrana o diafragma activada por la
presión del aire de instrumentos del convertidor E/N.
Los tipos de válvula en función de la curva de apertura frente a caudal son:
isoporcentual y lineal. Las más utilizadas son las válvulas isoporcentuales.
El parámetro que define una válvula de control es el coeficiente de flujo conocido
normalmente como Cv, que indica la capacidad de la válvula. Por definición, este
coeficiente es “el número de galones por minuto de agua que pasa a través de un
orificio de restricción con una caída de presión de 1 psi”. Por ejemplo, una válvula
que tiene un Cv máximo de 12 significa que su área de paso es tal que en la posición
completamente abierta pasan 12 gpm de agua con una P de 1 psi.
Durante la etapa de Ingeniería Básica no se requiere el cálculo de Cv en la hoja de
datos. Sin embargo, el Ingeniero de Procesos debe asegurarse que la válvula
especificada tiene un Cv aceptable, para que durante la Ingeniería de Detalle, se
proceda a la selección y compra de una válvula adecuada para el servicio.
El cálculo del Cv de una válvula depende de:
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Control de Procesos 124
- Naturaleza del fluido: líquido, gas o vapor
- Tipo de flujo: crítico o subcrítico
En la Ingeniería Básica es necesario especificar la “acción de la válvula a fallo de
aire”. Esto quiere indicar la posición segura que tiene que adoptar la válvula en caso
de algún fallo operatorio en la planta, que se traduce en un corte del aire que de
forma neumática actúa la válvula. Las distintas acciones son:
- Acción a fallo ABRE
- Acción a fallo CIERRA
- Acción a fallo SOSTENIDO. Queda en la posición última antes del fallo.
Los datos necesarios en Ingeniería Básica para la especificación de una válvula de
control son los siguientes:
Numeración, servicio y número de válvulas necesario
Datos generales de operación
Propiedades del fluido a la entrada y salida. Especial atención a la
especificación de válvulas con fase mixta en la salida.
Características de la válvula.
Presiones de entrada y salida: definen el rating de la válvula.
Pérdida de carga: debe ser especificada empleando experiencia y un juicio
entre operatividad y economía. Debe ser suficiente para compensar cambios
en condiciones de operación, cambios en las propiedades del fluido,
ensuciamiento o envejecimiento del sistema, etc.
Algunas guías para especificar la P son:
- Impulsión de bombas. La mayor de:
o kg/cm2, 30% de la pérdida por fricción del sistema
o 10% de la altura de la bomba
- Condensación en cabeza columnas: 0.2 kg/cm2
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 125
4. OTRAS HABILIDADES DEL INGENIERO DE PROCESOS
4.1. Eficiencia Energética en la Industria
El consumo eficiente y el uso racional de la energía son instrumentos claves para la
reducción de los costes energéticos en los sectores económicos y, por lo tanto, de la
mejora de la competitividad del mismo.
La Eficiencia Energética también es instrumento de primer orden para preservar la
calidad medioambiental y contribuir al desarrollo sostenible.
Aunque algunas de las medidas de mejora de la Eficiencia Energética se basan en la
puesta en ejecución de buenas prácticas operativas (inversión nula), en otros casos
es necesaria la realización de inversiones de mayor o menor coste, con el fin de
proporcionar al sistema las mejoras necesarias.
Estas inversiones, de modo general, pueden ordenarse por nivel de inversión
requerido en la siguiente clasificación:
Medidas de inversión mayor: reemplazo, reparación o modificación,
realizados sobre los equipos de generación, transporte o utilización de la
energía.
Medidas de inversión menor: reparación o mantenimiento correctivo
menor de las instalaciones.
Medidas de inversión nula: adopción de prácticas de operación apropiadas
para la conservación de la energía. Por ejemplo: instrucción de los
operadores y revisión de los niveles de control para la operación de los
sistemas.
El orden de aplicación de las medidas es precisamente el inverso al de la lista
precedente:
Primero las medidas de inversión nula, mejorando prácticas de operación,
instruyendo al personal y desarrollando manuales de procedimiento que
tiendan a minimizar en forma inmediata el desperdicio energético.
Seguidamente se procederá a la realización de trabajos de reparación y
mantenimiento menor (aplicación de medidas de ahorro estándares). A
esta altura usualmente el resultado en materia de ahorro de energía suele
ser apreciable.
Por último, se podrá pasar a analizar la viabilidad económica de proyectos
de inversión (inversiones mayores).
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 126
A continuación se citan algunos ejemplos de medidas de inversión nula (que, en
general, consisten en evitar el sobreconsumo, promoviendo un uso cuidadoso de los
recursos):
Ajuste de los registros de aire del quemador de una caldera u horno para
optimizar la combustión, ya sea reduciendo el exceso de aire al mínimo
admisible, o corrigiendo combustiones incompletas.
Ajuste de las variables de operación de un determinado sistema, por
ejemplo verificar si se puede reducir la presión de operación de un
sistema de aire comprimido, bajándole el “set-point” del presostato del
tanque principal.
Asimismo, como ejemplos de medidas de inversión menor pueden citarse:
Control de pérdidas de fluido en cañerías de vapor, aire comprimido u
otros fluidos energéticos: cambio de válvulas o trampas de vapor
deterioradas, empaquetaduras, sellos, etc.,
Mantenimiento de aislamientos térmicos en líneas que transportan fluidos
calientes.
Cambios en sistemas de atomización en quemadores de calderas u hornos,
para obtener combustiones más completas y disminuir las pérdidas en la
chimenea.
Reparaciones o tareas de mantenimiento en los equipos “clientes” de la
cadena energética de modo de mejorar su eficiencia y lograr así que
demanden cantidades menores de energía.
Análogamente, como ejemplos de Medidas de inversión mayor pueden citarse:
Reemplazo o modificación de calderas.
Recambio de motores por otros de mejor rendimiento.
Rediseño de los sistemas de control, generalmente buscando la
automatización de los controles de las variables energéticas relevantes.
Reemplazo de instrumentos de control defectuosos u obsoletos por otros
nuevos o más modernos.
A continuación se repasan algunos de los equipos de mayor consumo energético en
cualquier proceso industrial, describiéndose sus principales características y las
medidas de mejora de Eficiencia Energética que se pueden implementar en los
mismos.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 127
4.1.1. Eficiencia energética en motores y bombas
En este apartado se evalúan las tecnologías y componentes con uso intensivo de
energía dentro de las prácticas habituales en la industria, como motores, bombas y
ventiladores, sistemas de aire comprimido, etc. En cada uno de los apartados se
describe de forma general su funcionamiento y los aspectos claves que permiten
optimizar la Eficiencia Energética de las instalaciones.
Aproximadamente el 60% de la energía eléctrica consumida a nivel mundial se debe
al funcionamiento de los motores eléctricos, ya que mueven una gran cantidad de
dispositivos industriales y domésticos como bombas, compresores, ventiladores,
maquinaria, vehículos, etc.
Además, el gasto asociado a este consumo eléctrico es del orden de 60 a 100 veces
mayor que la inversión realizada inicialmente. A pesar de ello, el criterio de
Eficiencia Energética no suele ser tenido en cuenta a la hora de la adquisición de un
nuevo equipo. No se comprende suficientemente que los motores con mayor
eficiencia, aunque son más caros inicialmente, compensan la diferencia en un plazo
reducido gracias al menor coste de operación.
Otra razón es la poca información que tienen los ingenieros y técnicos de la
Eficiencia Energética de los motores, parámetro por otra parte de difícil
cuantificación y comparación. Este desconocimiento da inseguridad en el momento
de la aplicación y en algunos casos puede ocasionar inconvenientes en la operación
de los motores.
Motores eléctricos. Principio de funcionamiento
La misión fundamental del motor eléctrico es la de transformar la energía eléctrica
en energía mecánica que permita poner en movimiento el mecanismo del equipo en
el que se instale. El funcionamiento de un motor se basa en las propiedades
electromagnéticas de la corriente eléctrica y la posibilidad de crear a partir de ellas
unas determinadas fuerzas de atracción y repulsión encargadas de actuar sobre un
eje y generar un movimiento de rotación. Con independencia de la tecnología que
utilice, la Eficiencia Energética de un motor está caracterizada por una serie de
pérdidas eléctricas y mecánicas en sus componentes y que se pueden agrupar en
tres:
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 128
Pérdidas por efecto Joule: tienen lugar como consecuencia de la
resistencia que oponen los devanados del motor (rotor y estator) al paso
de la corriente eléctrica.
Pérdidas magnéticas: pérdidas asociadas a los campos magnéticos
presentes en el interior de la máquina.
Pérdidas mecánicas: son debidas a la fricción que ejerce el aire y los
elementos fijos sobre las partes móviles del motor.
La mayor o menor Eficiencia Energética de un motor eléctrico depende de la
magnitud de los diferentes tipos de pérdidas. Así, los motores con un diseño
apropiado de sus devanados y partes móviles y unos materiales adecuados permiten,
para una potencia en el eje similar, un menor consumo respecto de un motor más
económico en el que estos aspectos no se hayan tenido en cuenta de forma
exhaustiva. Pero hay otros factores que se refieren al régimen y modo de
funcionamiento del motor, como por ejemplo:
El dimensionamiento adecuado del motor para la aplicación a la que va
destinado.
Régimen de carga: carga parcial o nominal, carga variable o estacionaria,
sobrecargas, etc.
Alimentación del motor: características y calidad de la corriente eléctrica
de entrada al motor.
Mantenimiento realizado.
Mejora de la Eficiencia Energética en motores eléctricos
Utilización de motores de alta eficiencia
Este tipo de motores cuentan con un diseño y construcción especiales que favorecen
unas menores pérdidas que los motores estándar. De los costes totales de operación
de un motor durante su vida útil, el coste de compra supone el 1%, la energía el 95%,
el mantenimiento el 3% y los costes de ingeniería y logística el 1%. Así, el coste de
compra del motor es poco significativo respecto al coste total de operación, por eso,
al seleccionar motores eléctricos hay que considerar fundamentalmente su
eficiencia.
Hay tres tipos estandarizados de motores de alta eficiencia: EFF1, EFF2 o EFF3, en
función de las características de la aplicación a la que estén destinados.
A continuación se presentan una serie de ventajas y limitaciones que tienen estos
motores.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 129
Ventajas de los motores de alta eficiencia:
Son más robustos que los motores estándar, lo que se traduce en menores
gastos en mantenimiento y mayor tiempo de vida.
Una mayor eficiencia supone un menor coste de operación.
Limitaciones de los motores de alta eficiencia:
Operan a una velocidad mayor que los motores estándares. Esto puede
significar un incremento en la carga. Esta posibilidad debe valorarse en
cada caso.
El par de arranque puede ser menor que el de un motor estándar, por lo
que hay que analizar cuidadosamente cada caso. La corriente de arranque
suele ser mayor, lo que puede provocar que se sobrepase el límite de
caída de tensión en la red en el momento del arranque.
En lo que concierne a recomendaciones para la aplicación de motores de alta
eficiencia, se re recomienda la compra y el uso de este tipo de motores en los
siguientes casos:
En los motores entre 10 CV y 75 CV cuando operan 2.500 horas anuales o
más.
En motores de menos de 10 CV o superior a 75 CV cuando superan las
4.500 horas.
Cuando se usan para reemplazar a motores sobredimensionados.
Cuando se aplican conjuntamente con variadores electrónicos de
frecuencia.
Sustitución en lugar de reparación de un motor usado
Cuando un motor falla se presentan dos alternativas: reparar el motor averiado o
comprar un nuevo motor. La alternativa de la reparación parece ser, a primera vista,
la más oportuna cuando su coste es inferior a una nueva compra. Sin embargo, en la
mayoría de las ocasiones, el rebobinado de un motor conduce a una pérdida de
rendimiento y a una menor fiabilidad de funcionamiento. Según estudios de los
fabricantes de motores, la eficiencia empeora entre 1,5% y 2,5% tras el rebobinado.
La decisión de sustituir el motor averiado por un motor de alta eficiencia depende de
varios factores, como el coste de reparación, la variación del rendimiento, el precio
del nuevo motor, la eficiencia original del motor instalado, el factor de carga, las
horas de operación anuales, el precio de la energía y el criterio de amortización. No
obstante, es recomendable atender a los siguientes criterios de elección:
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 130
Relacionarse con talleres de reparación cualificados para la obtención de
información fiable.
Los motores menores de 40 CV y más de 15 años de utilización y los
motores menores de 15 CV son candidatos a ser reemplazados.
Si el coste del rebobinado supera el 50% del coste de un motor nuevo,
debería ser sustituido.
Dimensionamiento adecuado
Se recomienda que la potencia nominal esté sobredimensionada del 5% al 15%
respecto a la potencia necesaria para la aplicación, con el objetivo de que el motor
opere con eficiencia y factor de potencia (relación entre el consumo de energía
activa y energía reactiva) adecuados. El procedimiento para el cálculo de la potencia
adecuada depende del régimen de carga del motor, ya que es posible subdimensionar
en ciertos casos el motor en función de la cantidad de arranques y paradas a las que
se vea sometido.
Utilización de control electrónico de velocidad
Es importante que el motor y el equipo operen en su punto óptimo de operación, es
decir, que el motor accione la carga a la velocidad necesaria con un consumo mínimo
de energía. El equipo más utilizado para este fin es el variador electrónico de
velocidad o frecuencia.
Un variador modifica la frecuencia de la onda de tensión de alimentación al motor,
permitiendo que el motor trabaje muy cerca del punto óptimo de operación.
Este tipo de equipos permite regular el par motor sin necesidad de recurrir a otras
opciones mucho menos eficientes, logrando un considerable ahorro de energía y otros
beneficios adicionales como una mayor vida útil del motor, menor ruido, menor
desgaste, mejor control y posibilidades de regeneración.
Las cargas que tienen un régimen variable son las mejores candidatas a ser
accionadas mediante un motor con variador para ahorrar energía. Un ejemplo muy
típico son los ventiladores y bombas centrifugas.
Bombas. Descripción de un sistema de bombeo
La finalidad de una instalación de bombeo consiste en el transporte de un fluido
hasta el punto de consumo, almacenamiento o evacuación, venciendo una
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 131
determinada altura geométrica y las pérdidas por rozamiento generadas en el
circuito de tuberías (pérdida de carga).
Un sistema de bombeo está formado por dos componentes principales:
Circuito hidráulico: por el que circula el fluido, caracterizado por la
longitud, diámetro y rugosidad del entramado de tuberías. Este circuito
vence una determinada altura geométrica y, además, para un caudal
determinado que circula por él tiene asociada una determinada pérdida de
carga (resistencia al paso del fluido de las paredes de las tuberías), lo que
permite elaborar una curva característica (altura-caudal) del
funcionamiento del circuito.
Equipos de bombeo: bomba o agrupación de bombas que impulsan un
determinado caudal de fluido, de modo que le confieren la energía
necesaria para vencer la altura geométrica y la pérdida de carga
determinada por dicho caudal en el circuito. La bomba consiste en un
rodete con álabes arrastrado por un motor, normalmente eléctrico. En
función del circuito al que esté conectada, la bomba es capaz de impulsar
un determinado caudal hasta una determinada altura (altura geométrica
más altura equivalente por pérdidas de carga). Ello permite trazar una
curva característica (altura-caudal) de la operación de la bomba.
La combinación de ambas curvas características permite la determinación del punto
de operación del sistema, que viene dado por el punto de corte de ambas curvas.
El consumo de energía de la bomba es la suma de tres componentes:
La energía necesaria para la elevación del fluido (altura geométrica).
Pérdidas en el motor de la bomba.
La energía necesaria para vencer las pérdidas de carga del circuito hidráulico.
Por tanto, el consumo energético de la bomba depende del motor empleado para
arrastrarla, de la altura a vencer, el caudal y las pérdidas de carga del circuito.
Mejora de la Eficiencia Energética en sistemas de bombeo
Las causas más frecuentes de un bajo rendimiento del sistema son las siguientes:
Motores de accionamiento de bajo rendimiento: Las medidas de mejora de
Eficiencia Energética en estos equipos ya fueron comentadas en el apartado
anterior (motores eléctricos).
Circuito inadecuado: diseño defectuoso o modificaciones de la instalación
original. Debido a que la característica de funcionamiento de una bomba es
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 132
fuertemente no lineal, toda desviación de la operación del sistema fuera del
rango óptimo de la bomba conduce a un funcionamiento ineficiente de la
misma. Estas desviaciones pueden ser fruto de un mal dimensionamiento o de
posteriores modificaciones o ampliaciones del circuito hidráulico. Toda
modificación del circuito ha de llevar consigo un estudio de la modificación
del punto de funcionamiento de la bomba para determinar la necesidad del
ajuste o sustitución del equipo de bombeo para asegurar que trabaja en unas
condiciones óptimas.
Regulación inadecuada: A menudo los circuitos de bombeo no funcionan con
una carga constante sino que el caudal que circula por ellos es variable. Esta
circunstancia es muy habitual en la industria (centrales de frío,
condensadores, circulación de líquidos, etc., en los que la demanda no es
constante).
Para variar el caudal que circula por el circuito es necesario modificar las
condiciones de operación del circuito o de la bomba. Las distintas opciones son las
siguientes:
Válvulas de regulación: se introduce una pérdida de carga adicional en el
circuito, por lo que el caudal disminuye. La potencia requerida disminuye,
pero el rendimiento global de la instalación desciende en mayor medida.
Arranque/parada: es una opción muy perjudicial para la bomba y el circuito
porque se producen golpes de ariete (cambios bruscos en la presión del
fluido). Energéticamente es más eficiente que la opción anterior.
By-pass: se recircula cierta cantidad de fluido por la apertura de una válvula
de by-pass. Es la opción menos eficiente energéticamente.
Control de velocidad: es el método más eficiente, ya que en todo momento la
bomba opera en su punto óptimo de funcionamiento.
4.1.2. Eficiencia Energética en Hornos
Llamamos horno a un equipamiento diseñado para calentar materiales con el
propósito de cambiar sus propiedades mediante tratamientos térmicos.
Dado que, durante el calentamiento los gases de combustión toman contacto directo
con la carga, el tipo de combustible utilizado cobra gran importancia. Algunos
materiales, por caso, no toleran presencia de azufre en el mismo. Y en otros casos
los combustibles sólidos generan materiales particulados que pueden perjudicar los
materiales dentro del horno, o sus emisiones de no tener control, el ambiente.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 133
Por distintas razones entonces:
La variedad de hornos utilizan distintas clases de combustibles: sólidos,
líquidos, gaseosos o bien la electricidad como aportantes calóricos.
Los hornos de inducción y de arco, por ejemplo, utilizan energía de primer
grado en forma de electricidad para fundir acero o fundición de hierro.
Los hornos para fundir otros metales no ferrosos habitualmente utilizan fuel
oil, o gas natural como combustible (recicladoras de aluminio)
Los calentados con derivados del petróleo en su gran mayoría queman fuel oil,
o aceites livianos, especialmente aquellos usados para operaciones de
recalentamientos y tratamientos térmicos.
El horno ideal es aquel que puede calentar tanto material como sea posible, a una
temperatura uniforme, con el menor consumo de combustible y trabajo. La clave de
una operación eficiente reside en la completa combustión del combustible con el
mínimo exceso de aire. Siendo esto así, los hornos operan con una eficiencia
relativamente baja (tan baja como del 7%), comparada con otros equipos de
combustión tales como calderas (con eficiencias de hasta un 90% en sus casos de
tecnologías de punta y última generación).
Refractarios del horno
Cualquier material que pueda resistir la acción abrasiva o corrosiva de sólidos,
líquidos o gases a altas temperaturas, a menudo bajo carga, puede ser descrito como
un refractario. Las variadas combinaciones de condiciones operativas en las cuales
son usados los refractarios hacen necesario un rango de manufactura que cubra un
amplio campo de propiedades. Los refractarios se fabrican en distintas formas y
composiciones, dependiendo de su aplicación.
Podemos sintetizar los requerimientos generales de estos materiales:
Capacidad para soportar altas temperaturas.
Capacidad para soportar cambios súbitos de temperatura.
Capacidad para soportar la acción corrosiva de escorias fundidas, gases
calientes, etc.
Capacidad para soportar la carga en las condiciones de servicio.
Capacidad para soportar la carga y fuerzas abrasivas.
Conservar el calor.
Tener un bajo coeficiente de expansión térmica.
No contaminar el material con el cuál toma contacto.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 134
Pérdidas de calor en un horno
Estas pérdidas incluyen:
Pérdidas en los gases de salida. Son parte del calor que permanece en los
gases de la combustión. También llamadas pérdidas por la chimenea o
pérdidas en los gases residuales.
Pérdidas por la humedad en el combustible. El combustible presenta cierto
contenido de humedad, y parte del calor es usado para evaporarla.
Pérdidas por el Hidrógeno en el combustible. Este es el resultado de la
formación de agua con el mismo.
Pérdidas a través de las aberturas del horno. Hay pérdidas por radiación a
través de aberturas y llegan a ser significativas, especialmente en aquellos
hornos que operan a temperaturas superiores a los 540 ºC. Una segunda
pérdida ocurre con el aire de infiltración causado por el tiro del sistema de
salida de gases (chimenea y anexos) que provocan depresión dentro de la
cámara, aspirando aire a través de grietas y espacios no sellados, o cada vez
que se abren las puertas.
Pérdidas por la superficie del horno. Pérdidas exteriores: mientras que la
temperatura en el interior es alta, el calor es conducido a través del techo,
piso y paredes, y emitido al aire ambiente en contacto con la piel del horno o
superficie
Otras pérdidas. Hay otras vías para que el calor fugue del horno sin ser
aprovechado, y cuantificarlo no es simple. Algunas incluyen:
o Pérdidas del calor acumulado. Cuando el horno arranca su estructura
metálica y el asilamiento también se calientan, y ese calor deja la
estructura cuando el horno se apaga. Estas pérdidas crecen con el
número de repeticiones del ciclo.
o Pérdidas durante la manipulación del material. El equipo utilizado
para mover la carga a través del horno (transportadores, vigas móviles,
carros, etc.) también absorben calor. Cada cierto tiempo este
equipamiento emerge del horno y pierden su calor al ambiente. En
consecuencia las pérdidas de calor se incrementan con la cantidad de
equipo auxiliar y con la frecuencia con que ingresa y sale del horno.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 135
o Pérdidas por los medios de enfriamiento. El agua y el aire son usados
para enfriar cilindros, rodamientos y rodillos, y otros sistemas útiles,
por tanto se llevan el calor absorbido.
o Pérdidas por combustión incompleta. Se pierde calor si la combustión
no se completa ya que las partículas de combustible no quemado han
absorbido calor pero este calor no es utilizado.
o Pérdidas de calor debido a la formación de cascarilla o laminilla.
Mejora de la Eficiencia Energética en Hornos
En este punto se explica las distintas oportunidades para ahorrar energía en los
hornos tratados y por extensión aplicable conceptualmente a otros sistemas. Las
medidas clásicas de mejora de la Eficiencia Energética en un horno industrial son:
1. Mantener una combustión completa con mínimo exceso de aire.
2. Mantener una apropiada distribución del calor.
3. Mantener la operación del horno a su temperatura óptima.
4. Reducir al máximo todas las pérdidas calóricas a través de las aberturas
del horno.
5. Mantener el balance adecuado de las corrientes de entrada al horno.
6. Optimizar la capacidad de utilización.
7. Recuperar el calor latente de los gases de salida.
8. Minimizar las pérdidas de calor a través de los refractarios.
9. Utilizar recubrimientos cerámicos.
10. Seleccionar los refractarios más apropiados.
Combustión completa con mínimo exceso de aire.
La cantidad de calor perdida en los gases de escape (pérdidas por la chimenea)
depende de la cantidad de aire en exceso. Para lograr la combustión completa con
mínimo exceso de aire, es necesario controlar las infiltraciones, mantener la presión
del aire de combustión, la calidad del combustible y monitorear la cantidad de aire
en exceso. Demasiado exceso de aire reduce la temperatura de llama, la del horno y
la tasa de calentamiento.
La optimización del aire de combustión es la medida más económica y atractiva para
nuestro propósito económico. Los ahorros potenciales son mayores cuanto más alta
sea la temperatura del horno. La relación de aire (cantidad actual de aire / cantidad
teórica de aire) nos da una indicación del exceso de aire.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 136
Apropiada distribución del calor
El horno debe estar diseñado para asegurar que la carga se calienta uniformemente,
en un tiempo determinado y a la temperatura deseada, con mínimo consumo de
combustible. Cuando se usan quemadores debemos lograr las condiciones que
garanticen la apropiada distribución de calor:
La llama no debe tocar ni ser obstruida por ningún objeto sólido.
Las llamas de los diferentes quemadores deben estar libres de influencias
entre sí, ya que la intersección de llamas causan combustión incompleta.
Grandes quemadores producen grandes llamas, esto puede dificultar
contenerlas dentro del horno. Se recomienda utilizar mayor número de
quemadores de menor capacidad.
Operación a la temperatura óptima del horno
Es importante operar el horno a su temperatura óptima. Si se trabaja a alta
temperatura tendremos pérdidas de calor, oxidación excesiva, decarburización y
tensión (stress) en los refractarios. El control automático de temperatura en el horno
se impone para minimizar errores humanos.
Prevención de pérdidas de calor a través de las aberturas
El calor se puede perder por radiación directa a través de las aberturas, tales como
las de carga, de extracción de la carga o de salida y por los orificios de inspección en
paredes y techo. También hay pérdidas de calor por la diferencia de presiones entre
la cámara y el ambiente, lo que causa combustión de los gases que fluyen por estos
orificios.
Sin embargo, la mayor parte del calor se pierde si hay infiltración de aire desde el
exterior ya que, sumado a la pérdida de calor, causa diferencias de temperatura
entre la carga y la cámara y puede conducir a fenómenos de sobre-oxidación.
Es importante mantener las aberturas tan pequeñas como sea posible y selladas. Otra
manera efectiva de reducir las pérdidas de calor a través de las aberturas es
minimizando la apertura de puertas y por el menor tiempo posible. Esta pérdida es
de alrededor del 1% de la cantidad total de calor generado en el horno, si se controla
adecuadamente la presión del horno.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 137
Control del aire en el horno
Si dentro del horno hay presión negativa, el aire exterior se infiltrará por todas las
aberturas y grietas afectando el control de la relación aire-combustible. Esta
situación puede ser la causa de que el material no alcance las temperaturas previstas
o se caliente de forma no homogénea, afectando a los siguientes pasos del proceso,
aumentando los rechazos y el consumo de combustible. Para evitarlo es preferible
mantener dentro del horno una ligera presión positiva.
Pero la diferencia de presión deberá ser lo más baja posible para evitar la
exfiltración ya que, aun siendo este un problema menor que el de la infiltración,
terminará en llamas emergiendo del horno, sobrecalentamiento del refractario (lo
cual provoca una menor vida útil), aumento de los mantenimientos y quemado de los
ductos y equipos auxiliares.
Optimizando la capacidad de utilización
La carga es uno de los factores de mayor importancia, sino el mayor, entre los que
afectan la eficiencia de un horno. Incluyendo en ella la cantidad de material
colocado en el horno, su disposición y el tiempo de residencia dentro del mismo.
1. La carga óptima. Si el horno es infra o sub cargado la proporción de calor
total disponible que será tomado por la carga será menor y por lo tanto la
eficiencia baja.
2. Disposición óptima de la carga. La carga de los materiales debe
acomodarse para que: a) Reciban la máxima cantidad de radiación desde
las superficies calientes de la cámara y llamas; b) los gases calientes
circulen eficientemente sobre las caras del material a calentar; y c) la
carga no se deberá ubicar en el camino directo de los quemadores, en un
área que pueda bloquear la libre circulación de los gases o cerca de las
puertas o aberturas.
3. Tiempo óptimo de residencia de la carga. El consumo de combustible se
mantiene a un mínimo y la calidad del producto mejora si la carga sólo
permanece dentro del horno hasta adquirir las propiedades deseadas.
Recuperación del calor residual contenido en los gases de escape
En todo horno industrial los productos de la combustión abandonan el mismo a una
temperatura más alta que la temperatura de la carga. Los gases de escape se llevan
a través de la chimenea de 35 a 55% del calor entregado al horno.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 138
Cuanto más alto es el exceso de aire y la temperatura de los gases de salida, más
alto será el calor perdido recuperable. No obstante, el objetivo primario será
minimizar la cantidad de calor generado y perdido usando medidas de conservación.
La recuperación de este calor sólo debe ser considerada cuando otras medidas más
enérgicas de conservación no son posibles o prácticas.
El calor en los gases de escape puede recuperarse para precalentar la carga, el aire
de combustión o para otros procesos como describimos:
a) Precalentamiento de la carga. Desde que las materias primas están
normalmente a temperatura ambiente, pueden ser calentadas
suficientemente usando los gases de salida a alta temperatura para
reducir notablemente la tasa de consumo de combustible.
b) Precalentamiento del aire de combustión.
c) Utilización del calor residual como fuente de calor para otros procesos
como, por ejemplo, generar vapor o agua caliente mediante una caldera
de gases de escape.
Minimizando las pérdidas a través de la superficie “piel” del horno
Alrededor del 30 a 40% del combustible utilizado en hornos intermitentes o continuos
es usado para completar las pérdidas de calor a través de la superficie/piel o
paredes. La magnitud de las pérdidas por las paredes depende de:
La emisividad de su material.
La conductividad térmica de los refractarios.
El espesor de paredes.
La operación continua o intermitente.
Hay varias maneras para minimizar pérdidas de calor:
Selección apropiada del material refractario a utilizar.
Incrementando el espesor de paredes.
Instalando ladrillos aislantes. La temperatura exterior y las pérdidas de calor
en una pared compuesta son mucho menores para una pared de ladrillos
refractarios y ladrillos aislantes que los de una pared del mismo espesor pero
únicamente de ladrillos refractarios. La razón es que los ladrillos aislantes
poseen mucho menor conductividad.
Planificando los tiempos operativos del horno. Para muchos hornos pequeños,
los periodos de operación se alternan con los de inactividad.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 139
Uso de recubrimientos cerámicos (coberturas de alta emisividad)
Las cubiertas o recubrimientos cerámicos en la cámara del horno promueven la
rápida y eficiente transferencia de calor, el calentamiento uniforme y la extensión
de la vida de refractarios. La emisividad de los refractarios convencionales decrece
con el incremento de la temperatura mientras que para los recubrimientos cerámicos
esta crece ligeramente. Esta propiedad extraordinaria ha sido bien explotada
utilizando cerámicos como recubrimientos para aislamiento de las caras calientes.
Estos recubrimientos presentan una alta emisividad y una prolongada vida a
temperaturas de hasta 1350 ºC.
Existen dos tipos de recubrimientos cerámicos: aquellos usados para recubrir
estructuras metálicas, y aquellos usados para cubrir refractarios. No presentan
toxicidad, no son inflamables y de base acuosa. Aplicados a temperatura ambiente
son proyectados (spray) y secan al aire en menos de cinco minutos.
Selección de refractarios
La selección del refractario apunta a maximizar el desempeño de la instalación. Los
fabricantes de hornos y usuarios suelen considerar los siguientes puntos al elegirlos:
Tipo de horno
Carga estructural del horno
Tipo de metal cargado
Tensiones debidas al gradiente de temperatura sobre las estructuras y las
fluctuaciones de temperatura
Presencia de escorias
Compatibilidad química con el entorno ambiental del horno
Área de aplicación
Transferencia calórica y ahorro de combustible
Temperaturas de trabajo
Consideraciones de costes
Presencia de abrasión e impacto
4.1.3. Eficiencia Energética en Calderas y redes de Vapor
Una caldera es un recipiente cerrado donde el agua es calentada, se genera vapor, se
sobrecalienta el vapor o se produce una combinación de estas funciones, bajo
presión, para uso externo al mismo. Todo ello por aplicación directa de energía
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 140
obtenida de la combustión de un combustible, de energía eléctrica, nuclear o de
alguna otra fuente.
Presión de generación y utilización
En instalaciones medianas y pequeñas consumidoras de vapor, existe cierta tendencia
a distribuir y utilizar el vapor a la presión de generación en la caldera o a una presión
cercana a ella. En instalaciones grandes con procesos variados suelen emplearse dos
o más niveles de presión en la distribución.
Las presiones altas corresponden generalmente a vapor sobrecalentado, empleado
para el accionamiento de turbinas de vapor, ya sea para generación de energía
eléctrica o bien para el accionamiento de turbo-bombas, turbo-ventiladores o turbo-
compresores. Las presiones medianas, en este caso, se obtienen con vapor
sobrecalentado o no, según procedan de la extracción de turbinas o de la laminación
en válvulas reguladoras, a partir de presiones superiores. Las presiones bajas se
utilizan para calentamiento de proceso a temperaturas moderadas o simplemente
para calefacción.
Las propiedades termodinámicas del vapor de agua presentan las siguientes
características:
El calor sensible del vapor saturado aumenta considerablemente al aumentar
la presión.
El calor latente del vapor saturado disminuye al aumentar la presión (hasta
llegar al punto crítico).
Teniendo en cuenta que en las aplicaciones de calentamiento con vapor saturado se
utiliza el calor latente del mismo, es aconsejable, siempre que la temperatura del
proceso lo permita, ir a las presiones más bajas posibles para aprovechar así la mayor
cantidad de calor latente. Esto, a su vez, provocará menos pérdidas de calor y
problemas por revaporizado en las líneas y tanques en la recuperación de los
condensados. En general, se puede decir que se economiza energía generando y
usando el vapor a la menor presión posible compatible con las necesidades del
proceso.
En general, se puede decir que en lo que al transporte se refiere, interesa generar
vapor a la más alta presión posible, obteniéndose los siguientes beneficios:
Al ser mayor el peso específico disminuye el diámetro de las tuberías y, en
consecuencia, los costes de la misma, accesorios, soportes, aislamientos, etc.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 141
Se produce menor condensación en las redes de distribución, evitándose los
problemas inherentes a la misma.
Se transporta más energía por unidad de masa, al ser mayor la entalpía.
Disminuyen los costes de transporte por unidad de entalpía transportada.
Se aconseja, por lo tanto, generar y transportar el vapor a la mayor presión y
utilizarlo a la menor posible. Cuanto más grande sea la instalación, mayor será la
repercusión de la elección de la presión de transporte sobre el coste total de la red
de distribución.
Ahorro de energía mediante recuperación de condensados
El vapor, al ceder su calor latente, condensa y forma una película que recubre las
superficies de intercambio. Esta película representa un importante impedimento en
la transmisión de calor. En las tuberías, la condensación se origina por las pérdidas
de calor que se producen a pesar de su aislamiento.
El condensado, si no se elimina, será arrastrado hacia los equipos contribuyendo a
hacer aún mayor la película mencionada, además de producir otros posibles y graves
problemas como los golpes de ariete.
Interesa eliminar el condensado tan rápidamente como se produzca, pues, aunque su
contenido de calor sea elevado, su aprovechamiento haría el proceso de
calentamiento muy lento.
Para minimizar este problema, se utilizan las trampas de vapor (o purgadores), cuya
misión es la de descargar el condensado sin permitir escapes de vapor vivo a las
conducciones que lo retornarán a la caldera.
Por otro lado, el aprovechamiento del condensado repercute sobre el consumo
energético de forma importante por dos razones:
Posee una importante cantidad de energía, tanto mayor cuanto mayor sea la
presión del vapor del que procede. De forma aproximada se puede decir que
por cada 5 ºC de calentamiento del agua de alimentación, se obtiene un
ahorro de combustible del 1%.
Es agua tratada y por lo tanto su reutilización supone un importante ahorro en
cuanto a tratamiento de aguas.
Evidentemente, estos dos aspectos hacen aumentar el rendimiento global de la
caldera, ya que el ahorro en el tratamiento del agua supone reducción de purgas.
El condensado puede aprovecharse en fase líquida o en forma de vapor flash
producido en un depósito de revaporización. Incluso su calor puede utilizarse en
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 142
otras fases del proceso diferentes a la de calentar el agua de alimentación. Se trata,
en cualquier caso, de recuperar la mayor parte de su calor sensible.
En el caso de condensados contaminados, se hace inviable su retorno al depósito de
agua de alimentación de calderas. No obstante, es posible la recuperación de su
calor mediante cualquier sistema de intercambio térmico.
Para calcular de forma exacta el ahorro de energía que se obtiene al recuperar
condensados, hay que plantear los balances de masa y energía en el conjunto de la
caldera.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 143
4.2. Servicios Auxiliares
Como otra de las partes en la Ingeniería Básica, se detallan los consumos y
producciones de servicios auxiliares de la Unidad. De este modo, con la información
resumida en este apartado, se dispone de una idea global de las necesidades de
servicios auxiliares de la planta. En una hoja normalizada se desglosarán los distintos
consumos/producciones asociados a la operación normal de la Unidad.
En caso de tratarse de consumos intermitentes se indicará la frecuencia de los
mismos.
No es más que un resumen de los principales consumos y producciones de servicios
auxiliares:
- Energía Eléctrica
- Vapor
- Agua de calderas
- Condensado
- Agua de refrigeración
- Combustible
En caso que exista algún consumo/producción relevante de otro servicio (por ejemplo
nitrógeno) se incluirá en la hoja.
Se evalúan las disponibilidades de cada servicio en el conjunto de la refinería; así,
como resultado del proyecto, se pueden tener necesidades de uno de los servicios
que requiera infraestructuras adicionales y un coste considerable en el proyecto (por
ejemplo, subestaciones, celdas de agua de refrigeración, calderas, cadenas de
desmineralización de agua, etc.).
Los consumos de servicios auxiliares sirven, por otra parte, para que, junto con el
balance de materia (que da el consumo de materias primas para una producción
determinada) se puedan calcular los costes variables de la unidad.
En algunos de los aspectos indicados en la tabla de consumos de servicios auxiliares,
los valores indicados en la tabla son aproximados puesto que dependen de las
características del equipo comprado finalmente. Es el caso, por ejemplo, del
consumo de energía eléctrica, el cual depende del rendimiento de los motores
instalados en las bombas y que, si bien han sido estimados durante la ingeniería
básica, no son conocidos hasta la selección del motor; el mismo caso sucede con los
consumos eléctricos para otros motores como compresores, aéreos, etc. o el
consumo de vapor para turbinas de accionamiento de equipos como bombas y
compresores.
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En el caso de turbinas se indicará en el balance de utilities el consumo de vapor del
nivel que corresponda y la producción de vapor de menor nivel (si es a contrapresión)
o de condensado (si es a condensación). Asimismo, en caso de sistemas, por ejemplo
dos bombas en las que una es la titular y la otra reserva, y cada una viene accionada
por un motor distinto (eléctrico / turbina), hay que tener en cuenta este aspecto en
el balance de consumos de servicios auxiliares.
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4.3. Diagramas de líneas e instrumentos (P&IDs). Plano de implantación
4.3.1. Piping & Instrumentation Diagram (P&ID)
El P&ID de Ingeniería Básica representa todo el equipo de proceso, tubería e
instrumentación de la unidad y es el documento base para la realización del P&ID de
detalle. El documento final de detalle es el que operadores y jefes de planta utilizan
para conocer los detalles de su unidad (desde localización de instrumentos en líneas,
hasta disposición cerrada/abierta de válvulas en líneas auxiliares, etc.).
Asimismo, es la base de gran parte del trabajo de Ingeniería de Detalle por la gran
cantidad de información que suministra.
Además de indicar el equipo, instrumentos y tubería, un P&ID de Ingeniería Básica
debe mostrar los siguientes puntos:
- detalles significativos del equipo (platos, internos relevantes como baffles,
botas, demisters, agitadores en reactores, etc.)
- mínima elevación requerida de torres y recipientes (no se debe olvidar que
esta elevación puede haber sido considerada para el cálculo del NPSH y
presión de aspiración de bombas, presión de entrada en válvulas de control,
etc.)
- elevación relativa entre equipos y tuberías en los que flujo por gravedad o
flujo en dos fases pueda ocurrir: es el caso de condensadores, rehervidores,
etc.
- pendientes en líneas, dimensiones de sellos hidráulicos, requerimientos en
líneas sin bolsas, etc.
- venteos y drenajes requeridos por razones de proceso y operación; tomas de
muestra, flushing, conexiones para purgas, etc.
- instrumentos y lazos de control numerados
- líneas de puesta en marcha, líneas de by-pass de determinados sistemas o
equipos que puedan ser requeridas en operaciones especiales de la unidad o
en casos de equipo limpio, etc; líneas para operaciones de emergencia; líneas
para operaciones especiales como pueda ser regeneración de catalizadores,
decoquizado de hornos, etc.
- detalle de las conexiones en límite de batería (valvulería requerida,
instrumentación requerida, etc.)
- para todas las líneas se indicará el tamaño de la línea, número, especificación
de la misma y requerimientos de aislamiento
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- para el resto (equipo, instrumentación, etc.) se indicarán también los
requerimientos de aislamiento y traceado
- alarmas, sistemas de parada y enclavamientos de emergencia
- posición de las válvulas ante fallo de aire de instrumentos
- dimensiones principales de equipo y datos de diseño
- disposición de las válvulas de seguridad, presión de disparo.
Figura 4.1. Ejemplo de P&ID
4.3.2. Revisión de un P&ID
En muchas ocasiones, la labor del Ingeniero de Procesos consiste en la revisión de un
P&ID realizado por otra compañía (licenciatario de la unidad, etc.). A continuación se
da una breve guía para la revisión de un P&ID que puede servir no sólo para revisar
un P&ID realizado por otro sino para verificar que el P&ID que uno mismo está
elaborando cumple unos mínimos requisitos de información.
Además de lo aquí indicado el conocimiento del proceso es fundamental, así como de
las principales operaciones de puesta en marcha y parada. Los aspectos indicados en
el punto I deben cumplirse también en un buen P&ID.
En general el trabajo a realizar sobre el P&ID es de dos tipos:
1.- Uno mayoritariamente rutinario, de análisis de consistencia en el que se trata de
comprobar que todos los documentos son consistentes: se comprueba entre otros:
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- numeración de equipos, líneas e instrumentos frente a las hojas de datos que
aparecen en la I. Básica
- tamaños de líneas con las correspondientes Hojas de Datos
- tamaños y número de conexiones y orificios en equipo
- se siguen los estándares en cuanto a valvulería a disponer en purgas, válvulas
de control, límites de batería, conexiones de servicios (nitrógeno, agua de
refrigeración etc.)
- consistencia en las conexiones entre P&Ids (números de línea, etc.)
- se indica correctamente la instrumentación (transmisores, controladores,
indicadores, etc.)
2.- Un segundo algo más creativo de análisis de los P&ID, tratando de ver la
operación de la unidad:
- se dispone de la instrumentación necesaria con indicación en panel o local
según sea requerido y con las alarmas necesarias
- los sistemas de control son correctos; las conexiones de líneas, válvulas de
control, etc. se encuentran localizadas en el lugar adecuado para la operación
de la unidad
- se incluyen líneas y servicios para operaciones de puesta en marcha y paro de
la unidad
- se indican elevaciones mínimas requeridas en equipo
- se dispone de los sistemas de enclavamiento adecuados; se indica de donde
proviene la señal del enclavamiento (instrumento, etc) y sobre qué actúa
(motores, válvulas, etc.)
- las protecciones de seguridad (válvulas de seguridad, etc.) protegen todo el
sistema, están localizadas adecuadamente, el destino de la descarga es el
adecuado, etc.; la acción ante fallo de aire de las válvulas de control es
adecuada. Si hay válvulas que requieren algún tipo de cierre estanco se
indica, así como si existe doble bloqueo donde se requiere o válvulas de
hombre muerto, válvulas con cierre con candado (CSO/CSC), etc.
- existe tomamuestras en los puntos requeridos, se indica su tipo
- las especificaciones de líneas son correctas y los cambios de especificación
están en los lugares adecuados; existen válvulas antirretorno donde es
requerido, discos ciegos, etc.
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 148
- se indican mínimas distancias donde por proceso se requieren, o distancias
mayores que un determinado nº de diámetros si es preciso por medidores
(mezcla tras una conexión o flujo estable tras codos, etc.), pendiente en
líneas cuando se necesite,
En general ver que todo lo que se requiere como alcance en un P&ID está incluido y
es correcto.
4.3.3. Plot-Plan de Ingeniería Básica
En la etapa de Ingeniería Básica se realiza también un plot-plan de la unidad (plano
con la disposición de equipos y estructuras elevadas). Este plot-plan es preliminar y
es desarrollado posteriormente durante la Ingeniería de Detalle. Sin embargo, debe
indicar los requerimientos básicos de proceso necesarios para un buen
funcionamiento de la unidad.
El plot-plan preliminar incluye las principales dimensiones de equipo y su disposición
relativa. Debe tener en cuenta los requerimientos de proceso y aquellos indicados en
el P&ID: alturas de equipos, etc.
Figura 4.2. Detalle de un Plot-plan
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 149
4.4. Diseño Básico de Interconexiones
En el Libro de Ingeniería de Proceso debe haber una sección que describa los
Sistemas de Interconexión y Almacenamiento, que suele contener:
- Diagrama Conceptual de Interconexiones, del tipo diagrama de bloques,
donde se indiquen las conexiones principales entre la unidad de proceso y
otras plantas o almacenamientos.
- Hojas de Especificación de Equipos OSBL (si los hay) que no pertenecen a la
unidad de Proceso como tal:
o Recipientes, Tanques, Esferas.
o Bombas de trasiego.
- Hojas de Especificación de Líneas (generalmente sólo las de Proceso; los de
Servicios, Antorcha, etc. por Ingeniería de Detalle)
- Hojas de Especificación de Instrumentación y Control requeridos para este
apartado
Nota: OSBL Outside the battery limits (fuera de los límites de batería de la planta)
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Otras habilidades del Ingeniero de Procesos 150
4.5. Ingeniería de Detalle
En este apartado se incluye una relación de planos finales de equipo,
instrumentación, isométricas de líneas, diagramas aprobados para construcción
(P&I’s, Plot Plan, etc.) que se consideran críticos, bien desde el punto de vista del
correcto funcionamiento de la Planta como de operatividad y seguridad de la
instalación, y por tanto es práctica recomendable revisar en fase de Ingeniería de
Detalle antes de proceder a la compra de equipos y materiales.
De esta manera la Ingeniería que realizó las especificaciones de proceso, en
ocasiones licenciante de la tecnología, y / o las especificaciones de equipo en la
Ingeniería Básica asegura que los criterios de diseño seguidos por el contratista de
Ingeniería de Detalle satisfacen las especificaciones indicadas en la Ingeniería Básica.
En aquellos casos en que se licencia un proceso, con el desembolso de un pago por el
propietario de la Planta que se va a construir, y / o existen garantías de proceso y
funcionamiento se establece como requisito por la Ingeniería que realiza el Diseño
Básico la revisión de esta información para poder aplicar las penalizaciones por un
posible incumplimiento de las mismas.
Suelen incluirse:
o P&ID’s
o Hornos y transfer lines
o Reactores e internos
o Columnas de destilación e internos
o Recipientes especiales
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4.6. Guía de Operación
La Guía de Operación es un libro que complementa al Libro de Ingeniería Básica, en
el que el Ingeniero de Proceso debe recoger todos los conocimientos que puedan ser
de utilidad para el personal que va a operar la Planta. En la Ingeniería de Detalle,
esta Guía se amplía y se convierte en el Manual de Operación de la Planta, con
instrucciones más concretas de Operación.
La Guía de Operación debe contener las recomendaciones mínimas necesarias para
un conocimiento general de la operación de la Unidad.
La Guía de Operación incluirá al menos la siguiente información:
0 INDICE
1 INTRODUCCION
2 BASES DE DISEÑO
· Capacidad de diseño, mínima y factor de servicio de la Unidad
· Características y Especificaciones de la alimentación y productos
· Balance Global de Materias
· Condiciones Básicas de Operación
· Condiciones en el Límite de Batería de la alimentación y productos
· Productos químicos, catalizadores y material de relleno
3 DESCRIPCIÓN DE LA UNIDAD
· Teoría y principales variables del proceso
· Descripción del Diagrama de Proceso de la Unidad (Flujos, Operaciones, Controles,
etc.)
4 EQUIPO PRINCIPAL Y ENCLAVAMIENTOS
· Resumen equipo principal, dimensiones y condiciones operación y diseño
· Resumen válvulas de seguridad
· Resumen de alarmas y disparos. Posición válvulas de control a fallo de aire
· Descripción de sistemas de enclavamiento
5 SERVICIOS AUXILIARES
· Resumen del Consumo de Servicios Auxiliares
6 PREPARACIÓN DE LA UNIDAD PARA PUESTA EN MARCHA
· Pruebas de presión
· Comprobación general de los equipos
· Lavado de la Unidad
· Secado de hornos y secado de Unidad
· Revisión de la instrumentación
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7 PUESTA EN MARCHA DE LA UNIDAD
· Purga de la Unidad
· Puesta en Marcha
8 PARADA DE LA UNIDAD
· Parada normal
· Parada de emergencia
9 OPERACIONES EPECIALES
· Decoking de los tubos del horno
· Carga, descarga, regeneración y activación del catalizador
10 ANÁLISIS PARA EL CONTROL DE LA UNIDAD
· Puntos de tomas de muestra
· Métodos de análisis especiales
11 SEGURIDAD
· Recomendaciones de Seguridad
· Manejo de productos
12 DIAGRAMAS Y PLANOS
· Diagrama de Proceso
· Diagramas de Tuberías e Instrumentos
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Bibliografía 153
5- BIBLIOGRAFÍA
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Ludwig. Gulf Publishing Company, 1997.
2. Rules of thumb for chemical engineers: a manual of quick, accurate solutions
to everyday process engineering problems. Carl R. Branan, 3rd Ed., Gulf, 2002
3. Practical Process Engineering. Sandler-Luckiewicz. McGraw Hill, 1987.
4. Process Design for Reliable Operations. Norman Lieberman. Gulf Publishing
Company, 1983.
5. Process Heat Transfer. Kern. McGraw Hill, 2002.
6. Estimating Centifugal Compressor Performance. Lapina. Gulf Publishing
Company, 1982.
7. Flow of Fluids through Valves, Fittings and Pipe. Crane Co. Engineering
Division, 1957.
8. Process component design (capítulo 8 “Heat Exchangers Design”). P. Buthod,
Universidad de Tulsa .Oklahoma, 1994.
9. Chemical Process Equipment, selection and design (section 8, “Heat Transfer
and Heat Exchangers”). Stanley M. Walas. Butterworth-Heinemann, 2008.
10. Process Control System: application, design and tuning. F.G. Shinskey, 1996
11. Practical Distillation Control. W.L. Luyben, 1992
12. Instrument Engineers’ Handbook, Process Control, B. Liptak, 1995
13. Apuntes de curso de Ingeniería Básica. Curso interno de Repsol. 2012
14. Control Avanzado de Procesos. Teoría y Práctica, J. Acedo Sánchez, 2002
15. Manual del Ingeniero Químico. Perry & Chilton. Mc Graw Hill, 2008
16. Teoría General del Proyecto. Manuel de Cos Castilla. Editorial Síntesis, 1997.
17. API Standard 520. Sizing, Selection, and Installation of Pressure-relieving
Devices in Refineries. Part I—Sizing and Selection, 2008.
18. Manual de eficiencia energética térmica en la industria. Luis Alfonso Molina
Igartua y Gonzalo Molina Igartua. Editorial Díaz de Santos, 1993.
19. Manual de Eficiencia Energética. Varios Autores. EOI Escuela de Negocios,
2008.
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