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ESTACIONES DE COMPRESION EN MEXICO MEJORANPRODUCCION E INCREMENTAN CONFIABILIDAD Y

DISPONIBILIDAD CON LA ACTUALIZACION Y MODERNIZACION DESUS SISTEMAS SUPERVISORES Y DE CONTROL

LUIS ENRIQUE ECHEGARAYDRESSER – RAND

Houston,Texas - USA

JORGE ALDANAPEMEXMéxico

Presentado enXIV Convención Internacional de Gas de la

Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG)Mayo 10 - 12, 2000Caracas, Venezuela

ASPECTOS OPERATIVOS Y OPTIMIZACION EN COMPRESION DE GAS

AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, 2000. Página 2

Estaciones de Compresión en México mejoran producción e incrementanconfiabilidad y disponibilidad con la actualización y modernización de sus

sistemas supervisores y de control

1. Introducción

El usuario (PEMEX, Activo Jujo/ Tecominoacan, sistemas de compresión) teniaproblemas de disponibilidad y confiabilidad con 15 paquetes de compresiónRuston/Dresser-Clark en las plantas de “Jujo” y “Paredón” en la zona del estado deTabasco, México. Los trenes cuentan con turbina Ruston TB-5000, y compresoresDresser-Clark 341B4/3 (compresores de baja) y 25.08B8 (compresores de alta),patín de separadores, y patín de enfriadores. Por los altos problemas deconfiabilidad y disponibilidad de estas plantas, el usuario optó por modernizar yactualizar las estaciones con tecnologías que efectivamente resolvieran losproblemas causados por el ambiente sulfúrico y la obsolescencia de los sistemas decontrol instalados.

2. Situación

Las estaciones de Compresión “Jujo” y “Paredón” iniciaron operación en 1979 y1989 respectivamente para manejar la producción de gas de estas baterías deseparación del activo de Producción Jujo/Tecominoacan para su envío a los centrosprocesadores de gas de Cactus y Nuevo Pemex. Con la siguiente capacidad

Estación de Compresoras Jujo 52,260 HP 149 MMPCD

Estación de Compresoras Paredón 100,100 HP 431 MMPCD

El servicio principal de estas estaciones es la compresión a alta presión de vapores,baja presión e intermedia presión de las baterías. El gas manejado de estasbaterías contiene relativamente alta concentración de sulfúrico (H2S) que hacausado el prematuro deterioro por corrosión de los sistemas de la planta. Además,los sistemas de control no se prestaban a efectivamente diagnosticar un fallo o aasistir los sistemas de mantenimiento preventivo que el usuario quería instalar.



3. Problemas

Las altas concentraciones de H2S causaron el deterioro de todos los sistemas de laplanta. En particular los sistemas de apoyo, seguridad, supervisorios y de controlesestaban operando en forma muy deteramental para los trenes de compresión ya queestos causaron altos problemas de disponibilidad para la planta. Aunque la corrosivaatmósfera causaba altos requerimientos de mantenimiento preventivo, eventos demantenimiento correctivo de turbinas, compresores, sistemas de control, y sistemasde planta (separadores, controladores de presión y proceso, etc.) fueron losprincipales causantes de esta baja disponibilidad.

3.1. Daños de turbinas y compresores

La falta de confiabilidad del Sistemas en; Control de temperaturas decombustión de la turbina, control de inestabilidad del compresor (Surge),supervisorios de detección de flama (ignición), control de velocidad, controlde proceso, etc. causaron varios fallos catastróficos de los trenes decompresión.

3.2. Excesivo Daños de sistemas de control.

El ambiente corrosivo afecto drásticamente a los tableros de control en que;las tarjetas sé corroían al punto de que las vías perdían interconexión por lacorrosión, los sistemas analógicos que contaban con potenciometros deajustes perdían el ajuste, las interfaces de los tableros no trabajabanconfiablemente ya que los contactos de las botoneras o lamparas sécorroían, y los dispositivos en campo (como los transmisores de temperaturay presión, sistemas de detección de flama, sistemas de interfaces a la válvulade control de gas combustible) tenían frecuentes fallos.

Siguiente se ilustra la corrosión en las tarjetas del sistema de control siendoreemplazado.



Como resultado de la falta de confiabilidad de los sistemas de control fue quelos trenes de compresión tuvieran alta necesidad de mantenimientocorrectivo por, daños al generador y turbina de gas, daños a loscompresores, inhabilita de afectar arranques de los equipos, y muy altostiempo en determinar y repara fallos de operación ya que varios de los sub-sistemas carecían de operación confiable.

El tablero de control original se le habían hecho tanto mantenimientocorrectivo para mantenerse operando que estaban en malas condiciones.

4. Soluciones.

Como soluciones a los problemas arriba mencionados, el usuario considero elcambio de los 15 paquetes de compresión, la actualización de los equiposmecánicos y la actualización y modernización de los sistemas de supervisión ycontrol. El cambio de los paquetes fue descartado por el costo de capital paraestos cambios y el tiempo que un proceso de licitación, construcción, entrega, einstalación tomaría. Estos procedimientos tomarían entre dos y tres años paracompletar a un alto costo y simplemente el usuario no tenía el tiempo pararealizar estos trabajos ya que la producción era sumamente importante duranteesta época. Para Petróleos Mexicanos, el proceso de licitación se puede tomarfácilmente sobre un año. La fabricación de los nuevos equipos de compresión,pruebas y entregas de estos se tomaría fácilmente otro año, con instalación ypuesta en marcha de 6 a 10 meses.



La solución selecta entonces fue la de reparar los equipos dañados y integrar unsistema de control nuevo que les diera la reducción en eventos de mantenimientocorrectivo.

Como una primera fase a la modernización y actualización de estas estaciones,el usuario le pidió al fabricante de los equipos de compresión (Dresser-Rand),que le entregaran una propuesta para el "retrofit” de los tableros de control einstrumentación de los trenes de compresión que contaran con las siguientescapacidades.

a) Que sean sistemas de control digital desarrollado con tecnología basada enmicroprocesadores, que realice las estrategias de control y protección, quepermitan una operación segura de los turbocompresores.

b) Que sean sistemas flexible y expandibles, que a futuro se les puedaincorporar sistemas de control adicionales.

c) Que cuenten con un sistema diagnostico que permita localizar con rapidez ycerteza el origen de falla para reemplazar el elemento o elementos conproblema y restablecer el sistema.

d) Que sea capaz de establecer tendencias de operación de todos losparámetros del sistema y permita la edición de datos para generar reportes.

e) Que se mantenga la válvula de gas combustible actual.

f) Que los sistemas de control eliminen en su totalidad los sistemas analógicosexistentes e instrumentación desconfiable, y que todos los sistemas auxiliaresdel tren como los sistemas de inestabilidad del compresor, lubricación, gascombustible, enfriamiento, detección de flama, separadores y temperatura decombustión queden propiamente instrumentados e integrados a los sistemasde control supervisorio del nuevo tablero.

g) Que el sistema sea respaldado en su totalidad por el contratista, y que este seresponsabilice 100% del sistema al igual que la instalación.

5. El proyecto de modernización y automatización de los sistemas de compresiónse hizo en tres fases.

Ø La primera fue la substitución de los tableros de control y la actualización yadición de dispositivos de instrumentación y actuación de válvula de controlde gas combustible.

Ø La segunda fue la integración de los tableros de control a la consola decontrol supervisorio de la planta y la supervisión de los 8 cabezales de lasplantas.

Ø La tercera fue la integración del control y supervisión de los módulos decompresión (Los módulos comparten los sistemas regulatorios de control depresión de succión y de gas combustible de dos a tres unidades).



5.1. Primera fase, Substitución de los sistemas de control.

La substitución de los sistemas de control en esta fase incluye el nuevo tablerode control, y los siguientes sistemas.

Sistema de Control inclusive de:

Ø Todas la funciones requeridas de control, supervisión (monitoreo), autoprotección, y seguridad para la protección del tren están integradas en elsistema de control.

Ø Los parámetros mayores de proceso y condiciones de estados asociadas conla operación precisa del tren, son supervisadas por el sistema de control deacuerdo a los parámetros requeridos.

Ø Los controladores exclusivos del contratista integrados en el PLC para:Control del proceso (control de capacidad), surge, temperatura, velocidad, ycoordinación de compartimento de carga con el control de estación (segundafase).

Ø El sistema de supervisión de Vibración del contratista integrado al chasis delPLC para hacer la interfaz a los censores de desplazamiento y axialexistentes, y los acelerometros añadidos para el generador de gas y turbinade potencia.

Ø Secuencia de arranque, carga y paro integrada en el PLC.



Ø Interfaz al Operador basado en Windows NT.Ø El sistema de Interfaz al Operador de incluye una computadora Pentium PC,

teclado, ratón y monitor VGA de 15”.Ø Un (1) Sistema Controlador Lógico Programable (PLC) de GE Fanuc serie 90-70

para el control y supervisión (monitoreo) de cada tren.

Ø Los materiales de instalación.

Ø Varios transmisores se le añadieron a la aplicación para mejorar la habilidadde supervisar el tren y para integrar los diagnósticos deseados por el usuario.

Ø Los Siguientes Transmisores se añadieron:1. Transmisor de Presión - Presión de Succión 1ra Etapa (control de surge)2. Transmisor de Presión - Presión de Succión 2da Etapa (control de surge)3. Transmisor de Presión - Presión de Descarga 1ra Etapa (control de surge)4. Transmisor de Presión - Presión de Descarga 2nda Etapa (control de surge)5. Transmisor de Presión - Presión del Sistema de Aceite Lubricante6. Transmisor de Presión - Presión Aceite Lubricante por la bomba de emergencia7. Transmisor de Presión - Presión del Aceite Lubricante del Compresor8. Transmisor de Presión - Presión suministro de gas combustible.9. Transmisor de Presión - Presión Gas Combustible - a turbinas.10. Transmisor de Presión - Presión de Gas Combustible a inyectores.11. Transmisor de Flujo - Flujo de Succión 1 ra. etapa (para control de Surge)12. Transmisor de Flujo - Flujo de Succión 2 da. etapa (para control de Surge)13. Transmisor de Flujo - Gas Combustible14. Transmisor de Presión Diferencial - Alta Presión Sello Aceite del Compresor15. Transmisor de Presión Diferencial - Baja Presión Sello Aceite del Compresor16. Transmisor de Presión Diferencial - Alta Presión Sello Gas del Compresor17. Transmisor de Presión Diferencial - Baja Presión Sello Gas del Compresor18. Transmisor de Presión Diferencial - Filtros Succión a Bomba de Sello Aceite19. Transmisor de Presión Diferencial - Filtros Descarga a Bomba de Sello Aceite



20. Transmisor de Presión Diferencial - Filtros de Aceite Lubricante de la Turbina21. Transmisor de Presión Diferencial - Filtros de Aceite Lubricante - turbina (GG).22. Transmisor de Presión Diferencial - Filtros de Aceite Lubricante - Compresor y PT23. Transmisor de Presión Diferencial - Filtros de Entrada de Aire24. Transmisor de Presión Diferencial - Separador de Succión

Ø Los siguientes Termopares y Termoposo se suministran con este paquete:25. Termopares y Termoposo - Succión del Compresor 1ra Etapa26. Termopares y Termoposo - Succión del Compresor 2da Etapa27. Termopares y Termoposo - Descarga del Compresor 1ra Etapa28. Termopares y Termoposo - Descarga del Compresor 2da Etapa29. Termopares y Termoposo - Temperatura del Degasificador30. Termopares y Termoposo - Temp. de aceite lub. Comp. de Baja.31. Termopares y Termoposo - Temp. de aceite lub. Comp. de Alta32. Termopares y Termoposo - Temperatura de Aceite de Sello33. Termopares y Termoposo - Temperatura de Aceite Lubricante - turbina34. Termopares y Termoposo - Temperatura Tanque del Aceite Lubricante35. Termopares y Termoposo - Temperatura Aire Entrada Generador de Gas

Ø Los siguientes Transmisores de Nivel se Suministraran con este paquete:36. Transmisores de Nivel del Separador de 1ra. Etapa37. Transmisor de Nivel - Separador de Descarga de la 2da Etapa38. Transmisor de Nivel del Separador del Gas Combustible39. Transmisor de Nivel del Separador de succión.

Ø Controlador digital para el posicionamiento de la válvula de gas combustible.

Este ensamblaje esta exclusivamente diseñado y construido por el contratistacon el fin de reemplazar las tarjetas analógicas y obsoletas del original equipo.Estos sistemas incluyen un manejador de motor de pasos de 4 fases por el cualla válvula de control de gas combustible puede accionar la válvula existente conmayor resolución y confiabilidad. El nuevo ensamblaje se diseño para ubicarseen campo en la misma caja donde las tarjetas analógicas del sistema anteriorestaban.



Ø Comunicaciones Ethernet por fibra óptica. Los sistemas particulares, registradosde control e interfaces hombre maquina del contratista integran una red Ethernetque integra los sistemas de Control por Lógica Programable (PLC) a suComputadora de interface (PC). De la computadora de interface se integra otrared Ethernet a comunicarse con sistemas remotos supervisorios y/o de control deestación.

Ø Comunicaciones por LAN tipo Genios para los módulos de entradas y salidas remotos.Los PLC’s utilizados por el contratista también integran una Red de Control Local (LAN) dealta velocidad para integrar los módulos de entradas y salidas a los sistemas delcontrolador PLC por medio de un simple par de cables trenzados. Estos módulos semontan en campo cerca de los instrumentos a los cuales le da interface eliminando lamayoría del cableado que un control convencional requeriría. La mayor ventaja de estosmódulos es la capacidad de diagnósticos avanzados que estos exhiben. A medida decircuito estos pueden diagnosticar si un dispositivo de campo este fallando hasta sinactuarlo. Esto también incrementa la confiabilidad del sistema integral.

Ø Barreras Intrínsecas para la interfaz con los 20 Termopares del generador de gas y lasseñales de vibración de los compresores.

5.1.1. Por medio de esta primera fase se cumplieron las siguientes metas;

a) Que toda la instrumentación quede a base de transmisores para el monitoreo yprotección de las variables de proceso y sistemas auxiliares.

b) Se integra un sistema de captura de datos y tendencias.



Este sistema automáticamente captura eventos de disparo estableciendo unarchivo de todo parámetro del sistema tres minutos previos el evento y dosdespués. El sistema también permite el monitoreo dinámico de todas lasvariables del sistema con resolución de 0 a 60 segundos, 0 a 60 minutos, 0 a 60horas, o 0 a 60 días.

c) Que se eliminen todos los componentes analógicos que requieren calibración.

d) Que se pueda integrar monitoreo individual de temperaturas de combustión de laturbina de gas.

e) Que se le añade instrumentación entre las etapas de compresión para supervisarefectivamente los compresores y enfriadores.

f) Implementar algoritmo para establecer control de ignición de sistema de flama.Se eliminan los detectores de flama.

g) Se integra el sistema de control de surge al control. Se elimina el sistemaneumático.

h) Se integran los sistemas de supervisión y protección de vibración, eliminando unmonitor dedicado y desconfiables interruptores de vibración de la turbina.

i) Se integra el control de proceso al sistema de control.

j) Se moderniza y actualiza la válvula de control de gas combustible. Se le cambiael motor de pasos por un motor de mayor resolución y torque. Se cambian laselectrónicas de interfaz a la válvula.

k) Se integran comunicaciones digitales a fibra óptica con sistemas supervisoriosremotos.

l) Se integran dispositivos inteligentes en campo de entradas y salidas al sistemade control. Elimina cableado y facilita diagnósticos remotos de dispositivos acontrolar, cableado y circuitos.

m) Se desarrollan pantallas de visualización de todo parámetro del tren decompresión.



n) Se implementa un sistema automático de desarrollo de reportes.

5.2. Segunda fase del proyecto; Se integran los tableros a las consolassupervisoras y de control de proceso de las estaciones.

Ø Comunicaciones por fibra óptica.

Ø Los tableros se integraron a las consolas vía comunicaciones Ethernet por cablesde fibra óptica. Se desarrollaron gráficas por las cuales la supervisión de laestación se puede visualizar en forma completa desde las consolas. Residenteen estas consolas (una en la planta de Paredón y una en Jujo) también seincluyo un PLC por el cual se realiza el control supervisor de los 9 cabezales dela estación. El PLC también permite el compartimento de cargas de loscompresores de la estación.

ControlRoom

Fiber Optic Cable

MCC

ChargerBatteries

Fire & Gas

Station Control Console



Ø Esta importante etapa del proyecto le da al operador habilidad de efectivamentesupervisar la estación y de integrar la siguiente etapa de control de los módulosde compresión.

5.3. Tercera etapa.

Control de Módulos de compresión e integración de sistema de seguridad a laestación.

Dos a tres unidades se integran a lo que es un “Modulo” de compresión. Cadamodulo tiene su propio sistema de control de presión de succión y de gascombustible. Estos sistema fueron automatizado por medio del PLC de estación.Dispositivos se añadieron para automatizar estos controles desde el nuevosistema de control de estación. Los sistemas fueron diseñados para operaciónsegura en el evento que el control remoto falle. También por esta etapa seintegra un sistema de paro seguro de los módulos y de la estación decompresión.

6. Resultados

La mayoría de las unidades ya están en su segundo año de operación. Lasunidades han mejorado a un mas de 98% de disponibilidad. Los ingenierosde planta han logrado a establecer un buen programa de mantenimientopreventivo ya que no están frecuentemente participando en tareas demantenimiento correctivo. Los diagnósticos del sistema les permiteefectivamente identificar áreas problemáticas en forma segura e inmediata.El usuario esta integrando mas controles supervisorios a los sistemasinstalados para seguir utilizando los sistemas flexibles de la aplicadaestructura.

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