Analisis-de-turbocompresores-y-turbinas-de-gas-2-

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INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA 
SECCION DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN 
 
 
 
 
 
 
 
Director de tesis: 
 DR. JOSÉ ANGEL ORTEGA HERRERA 
 
 
México D. F., Septiembre del 2014 
 
 
 
 
“ANALISIS DE TURBOCOMPRESORES Y TURBINAS DE 
GAS UTILIZADOS EN PEMEX BAJO CAMBIOS DE LA 
COMPOSICION DEL GAS MANEJADO” 
 
 
 
 
T E S I S 
 
 
I N G E N I E R I A M E C A N I C A 
 
 
P R E S E N T A 
 
 
ING. JOSÉ DE JESÚS REYES ZÚÑIGA 
 
 
 
 
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE MAESTRO 
EN CIENCIAS CON ESPECIALIDAD EN 
 
 
DEDICATORIA. 
 
 
A Dios omnipotente. 
Por permitirme vivir y servir a mis semejantes. 
 
 
A mis padres: Bonifacio Reyes López. + 
 y Epifanía Zúñiga Cervantes. + 
Por su cariño y apoyo incondicional. 
 
A mi esposa Alicia Cancino Reyes. 
El amor de mi vida, por su apoyo incondicional y comprensión durante la realización de este 
trabajo 
 
 
A mis hijos: Edgar, Gaby y Paola. 
Por su gran apoyo y ser fuente de inspiración y símbolo de amor en nuestra familia. 
 
A toda mi familia. 
Por su aliento y cariño durante mi vida. 
 
A todos ustedes sinceramente. 
 
 
 
 
GRACIAS. 
José de Jesús Reyes Zúñiga 
AGRADECIMIENTOS. 
 
 
Al Instituto Politécnico Nacional (IPN). 
Por haberme dado la oportunidad de formarme como profesionista. 
 
 
Al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). 
Por las facilidades prestadas durante la realización de este trabajo. 
 
 
 
Al Dr. José Angel Ortega Herrera (SEPI-ESIME-IPN). 
Por su gran calidad humana, sus valiosos consejos y ayuda en la conducción de esta tesis. 
 
 
A todos los integrantes de la Comisión Revisora: 
 
Dr. Guillermo Manuel Urriolagoitia Calderón. 
Dr. Samuel Alcántara Montes. 
Dr. José Ángel Lodegario Ortega Herrera. 
Dr. Valery Nosov. 
Dr. Luis Héctor Hernández Gómez. 
Dr. Jesús Alberto Meda Campaña. 
 
Por sus atinados comentarios y sugerencias que enriquecieron sustancialmente este trabajo. 
 
 
Muy Especialmente a:__________________________________________________________ 
 
 
 
 
 
GRACIAS. 
José de Jesús Reyes Zúñiga 
ANALIS DE TURBOCOMPRESORES Y TURBINAS DE GAS UTILIZADOS EN PEMEX BAJO 
CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
i 
 
I N D I C E 
 
DESCRIPCIÓN 
 
PAGINA 
 
Índice de figuras. iv 
Índice de tablas. viii 
Abreviaturas ix 
Simbología. x 
Resumen. xii 
Abstract. xiii 
Objetivo. xiv 
Justificación. xv 
Alcance. xvi 
Introducción. xvii 
 
 
CAPITULO 1 ESTADO DEL ARTE. 1 
 
1.0 Compresores. 1 
1.1 Compresores centrífugos. 1 
1.2 Compresores Axiales. 3 
1.3 Comparación entre compresores centrífugos y axiales. 4 
1.4 Componentes de un compresor centrífugo. 5 
1.4.1 Impulsores. 5 
1.4.2 Impulsores abiertos. 6 
1.4.3 Impulsores cerrados. 6 
1.4.4 Difusor. 8 
1.4.5 Rotor. 10 
1.4.6 Plato o collar de empuje 
1.4.7 Pistón de balance 
11 
11 
1.4.8 Sello de laberinto. 
1.4.9 Cojinetes radiales. 
1.4.10 Cojinetes de empuje axial. 
1.4.11 Álabes guía de entrada. 
1.4.12 Diafragma. 
1.4.13 Carcasa. 
12 
14 
14 
15 
15 
16 
1.5 Importancia de los compresores centrífugos. 
1.6 Clasificación general de los compresores. 
1.7 Aplicación típica de los turbocompresores. 
1.8 Arreglo de boquillas. 
1.9 Ventajas para utilizar Turbinas de Gas. 
1.10 Aspectos fundamentales de Turbinas de Gas. 
1.11 Tipos de Turbinas de Gas. 
1.12 Turbinas para aviación y servicio industrial. 
1.13 Principio de funcionamiento de la Turbina de Gas. 
17 
18 
18 
20 
22 
23 
24 
27 
28 
ANALIS DE TURBOCOMPRESORES Y TURBINAS DE GAS UTILIZADOS EN PEMEX BAJO 
CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
ii 
 
1.14 Materiales de construcción para Turbinas de Gas. 
 
30 
 
CAPITULO 2 ESTABILIDAD E INESTABILIDAD DE COMPRESORES. 33 
 
 
2.1 Curva de comportamiento del compresor. 33 
2.2 Limites de Funcionamiento. 35 
2.3 Límite por onda de choque. 36 
2.4 Límite por inestabilidad fluidodinámica (Surge). 
2.5 Límite por desprendimiento de la capa límite (Stall). 
2.6 Condiciones que pueden llevar al bombeo (Surge). 
2.7 Potencia nominal de la Turbina de Gas. 
2.8 Ensuciamiento del compresor y turbina. 
40 
47 
51 
54 
59 
 2.8.1 Causas del ensuciamiento del compresor y la turbina. 59 
2.9 Instalaciones terrestres. 60 
2.10 Instalaciones marinas. 62 
2.11 Identificación del problema. 63 
 
CAPITULO 3 EFECTOS CAUSADOS POR LA VARIACIÓN DE 
 PARÁMETROS TERMODINÁMICOS DEL GAS. 65 
 
3.1 Características de comportamiento del compresor. 66 
3.2 Gas manejado en los compresores. 70 
3.3 Mezclas. 
 3.3.1 Relación entre masa, mol y peso molecular 
71 
72 
 3.3.2 Ley de Dalton. 
 3.3.3 Ley de Amagat Leduc. 
 3.3.4 Análisis volumétrico y gravimétrico 
 3.3.5 Constante de la mezcla de gases. 
 3.3.6 Calor específico de la mezcla de gases. 
. 3.3.7 Parámetros seudocríticos. 
 3.3.8 Variación de los parámetros del compresor. 
72 
73 
73 
73 
74 
74 
74 
3.4 Curvas del compresor 75 
3.5 Efecto de la variación de presión en la succión 76 
3.6 Variación de la temperatura de succión. 78 
3.7 Influencia de la compresibilidad y el calor específico. 81 
3.8 Velocidad de rotación constante. 82 
3.9 Efecto del flujo en masa constante. 83 
3.10 Efecto de la velocidad de rotación 83 
3.11 Efecto del cambio de peso molecular. 85 
3.12 Efecto del número de Reynolds. 89 
 
 
 
 
 
 
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CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
iii 
 
CAPITULO 4 EFECTOS DEL CAMBIO DE LAS CONDICIONES DE 91 
 OPERACIÓN EN LAS TURBINAS DE GAS 
 
4.1 Turbinas de Gas Típicas 91 
4.2 Aplicaciones de las turbinas de gas. 93 
4.3 Características de las turbinas de gas. 94 
4.4 Factores que afectan la potencia y el rendimiento. 98 
4.5 Ensuciamiento. 98 
4.6 Afectación de la temperatura ambiente. 101 
4.7 Uso de las curvas de comportamiento. 104 
4.8 Curva de comportamiento de la Turbina de Gas. 105 
4.9 Potencia efectiva. 105 
4.10 Corrección de potencia por altitud. 106 
4.11 Perdida de potencia a la entrada y a la salida de la Turbina de Gas. 107 
4.12 Perdidas por variación de velocidad. 108 
4.13 Cálculos de comportamiento. 108 
 
CAPITULO 5 ANÁLISIS DE ESTABILIDAD DE 
 COMPRESORES CENTRÍFUGOS. 
112 
 
5.1 Similitud en las turbomáquinas. 113 
5.2 Leyes de las turbomáquinas y parámetros característicos. 114 
5.3 Parámetros que caracterizan al fluido. 115 
5.4 Coeficientes de funcionamiento. 117 
5.5 Coeficiente de flujo . 117 
5.6 Coeficiente de presión . 118 
5.7 Velocidad específica. 119 
5.8 Rendimiento. 120 
5.9 Algoritmo de cálculo para compresores centrífugos. 121 
5.10 Forma de utilizar el sistema. 122 
5.11 Datos de entrada para el cálculo de compresores. 123 
5.12 Resultados de cálculo de la mezcla. 125 
5.13 Resultados del cálculo del compresor. 125 
5.14 Variables utilizadas en el sistema de cómputo. 127 
5.15 Caso de estudio de análisis para compresores centrífugos. 128 
5.16 Condiciones del problema de estudio. 131 
5.17 Análisis de resultados. 133 
 
CONCLUSIONES. 139 
PRABAJOS FUTUROS 141 
RECOMENDACIONES. 142 
BIBLIOGRAFÍA. 143 
ANEXOS. 
A1 Diagrama de flujo del sistema. 147 
A2 Codificación del algoritmo. 159 
 
 
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LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
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iv 
 
I N D I C E D E F I G U R A S 
 
INDICE DE FIGURAS CAPITULO 1 Página 
 
Figura 1.1 Compresor centrífugo flujo en el impulsor 3 
Figura 1.2 Turbocompresor de etapas múltiples 4 
Figura 1.3 Compresor axial multi-etapa 5 
Figura 1.4 Impulsores abiertos 7 
Figura 1.5 Impulsores cerrados 8 
Figura 1.6 Tipos de impulsores centrífugos: 
 a) Abiertos; b) Semiabierto; c) Semiabierto de doble succión; 
 d) Cerrado de doble succión; e) Cerrado de simple succión 8 
Figura 1.7 Impulsor de compresor centrífugo con alabes: 
a) Curvados hacia atrás; b) Curvados hacia adelante; 
c) De salida radial 9 
Figura 1.8 Cambios de presión estática y dinámica 
 a través de un compresor centrífugo. 10 
Figura 1.9 Difusor de un compresor centrífugo. 11 
Figura 1.10 Rotor de un compresor centrífugo. 12 
Figura 1.11 Plato de empuje. 12 
Figura 1.12 Pistón de balance. 13 
Figura 1.13 Sello de laberinto. 14 
Figura 1.14 Detalle de sello de laberinto. 14 
Figura 1.15 Cojinete radial. 15 
Figura 1.16 Cojinete axial. 15 
Figura 1.17 Alabes guía. 16 
Figura 1.18 Diafragma 16 
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LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
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Página 
Figura 1.19 Diafragma de compresor centrífugo. 17 
Figura 1.20 Principales partes del compresor centrífugo. 17 
Figura 1.21 Grupo turbina de gas compresor centrífugo 19 
Figura 1.22 Clasificación de compresores 20 
Figura 1.23 Compresor corte horizontal con bridas hacia abajo. 22 
Figura 1.24 Compresor con arreglo de impulsores espalda con espalda 22 
Figura 1.25 Compresor de corte vertical 23 
Figura 1.26 Turbina de Gas de ciclo simple 24 
Figura 1.27 Turbina de gas Solar Taurus de eje bipartido 26 
Figura 1.28 Turbina de gas Solar Taurus de eje bipartido 28 
Figura. 1.29 Diagrama básico del ciclo Brayton 30 
INDICE FIGURAS CAPITULO 2 
Figura 2.1 Curva de comportamiento del compresor y zona de bombeo 36 
Figura 2.2 Grafica de comportamiento con pérdidas del sistema 37 
Figura 2.3 Onda de choque oblicua (fotografía Schlieren [2.16]) 38 
Figura 2.4 Velocidad y área en la dirección (x) 39 
Figura 2.5 Variación de área velocidad y presión en canales 40 
Figura 2.6 Efecto del número de Mach. 42 
Figura 2.7 Chumacera axial dañada por empuje axial. 43 
Figura 2.8 Sello de laberinto dañados por empuje axial 44 
Figura 2.9 Chumacera radial dañada por alta vibración 44 
Figura 2.10 Ciclo de inestabilidad de un compresor centrífugo. 45 
Figura 2.11 Curva de inestabilidad por bombeo 46 
Figura 2.12 Sellos de compresor centrifugo dañados 
 por inestabilidad por bombeo 48 
Figura 2.13 Desprendimiento de flujo en alabes 50 
Figura 2.14 Desprendimiento fuerte de flujo de alabes 50 
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Página 
Figura 2.15 Formas de rotating stall en función de la velocidad de giro 51 
Figura 2.16 líneas de corriente con inestabilidades 
 del flujo mostradas por Chen et al. 53 
Figura 2.17 Condiciones que pueden llevar al surge 54 
Figura 2.18 Curva típica de una turbina de gas 58 
Figura 2.19 Efecto de la temperatura 
ambiente en potencia y rendimiento 59 
 
INDICE DE FIGURAS CAPITULO 3 
 
Figura 3.1 Corte longitudinal 67 
Figura 3.2 Compresor de etapas múltiples 67 
Figura 3.3 Proceso ideal y real de compresión 69 
Figura. 3.4 Curva típica del compresor centrífugo. 77 
Figura. 3.5 Efecto de la disminución de presión en la succión. 79 
Figura 3.6 Efecto de la disminución de la temperatura. 81 
Figura. 3.7 Efecto del cambio en Z o en la constante k 82 
Figura. 3.8 La velocidad de rotación del compresor 
 influye en su comportamiento 86 
Figura. 3.9 Efecto del cambio de peso molecular MW 89 
 
 INDICE DE FIGURAS CAPITULO 4 
 
Figura. 4.1 Turbina de Gas de Eje Bipartido 93 
Figura. 4.2 Turbina de Gas de un solo Eje. 94 
Figura. 4.3 Turbinas de gas tipo industrial. 96 
Figura. 4.4 Turbina de gas aeroderivada. 97 
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 Página 
 
Figura. (4.5) Efecto del ensuciamiento del compresor 100 
Figura 4.6 Factor de ensuciamiento ξ del compresor 101 
Figura. 4.7 b Ciclo Brayton T s 104 
Figura. 4.8 Influencia de la Temperatura Exterior sobre r = (P2/P1). 105 
Figura. 4.9 Comportamiento a velocidad optima de la turbina de potencia 107 
Figura 4.10 Comportamiento a velocidad variable de la turbina de potencia 108 
Figura. 4.11 Perdida de potencia en la entrada y salida de la Turbina de Gas. 109 
Figura. 4.12 Factor de corrección por altitud. 109 
Figura. 4.13 Perdida de potencia por reductores de velocidad. 110 
 
 INDICE DE FIGURAS CAPITULO 5 
 
Figura. 5.1 Ventana de bienvenida. 123 
Figura. 5.2 Ventana para introducir los datos iniciales 125 
Figura. 5.3 Ventana de resultados iniciales 125 
Figura 5.4 Ventana de resultados del cálculo de la mezcla 126 
Figura. 5.5 Ventana de resultados del cálculo del compresor 127 
Figura. 5.6 Plataformas marinas Sonda de Campeche (PEMEX). 130 
Figura. 5.7 Plataforma marina Abkatun Sonda de Campeche (PEMEX) 131 
Figura. 5.8 Diagrama de flujo de la instalación. 131 
Figura 5.9 Curva de comportamiento del fabricante 132 
Figura. 5.10 Comparación de comportamiento 
 por cambio de peso molecular MW 135 
Figura. 5.11 Comparación (Potencia HP – Q1) 
 por cambio de peso molecular MW 138 
 
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PEMEX BAJO CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
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INDICE DE TABLAS 
 
 Pagina 
INDICE DE TABLAS CAPITULO 1 
 
Tabla 1.1 Relación de compresión por etapa 6 
Tabla 1.2 Características de operación 28 
 
INDICE DE TABLAS CAPITULO 2 
 
Tabla 2.1 Consumo de Gas Combustible. 62 
Tabla 2.2 Condiciones Originales de Operación de la Plataforma. ABKATUN 1A 63 
Tabla 2.3 Condiciones Actuales de Operación 64 
 
INDICE DE TABLAS CAPITULO 4 
 
Tabla 4.1 Variación del gasto másico de admisión del aire 
con la temperatura ambiente. 106 
 
INDICE DE TABLAS CAPITULO 5 
 
Tabla 5.1 Condiciones de operación Fabricante – Nuevas condiciones 137 
 
 
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ABREVIATURAS 
 
 A Área kWh Kilowatt hora 
 API American Petroleum Institute L Dimensión característica 
 ASMN Altura sobre el nivel del mar lb libraata Atmosfera absoluta LNG Gas Natural Líquido 
 atm Atmósfera m Metro 
 bar Bars m2 Metro cuadrado 
 BHPs Potencia al freno en la flecha Ma Número de Mach 
 BTU Unidad Térmica británica mm milímetros 
 cf coeficiente de fricción MMPCSD Millones de pies cúbicos estándar diarios 
 CFM Pies cúbicos por minuto MW Mega watt 
 D, d Diámetro N Newton 
 et al Y otros Na Sodio 
 ft Pies Pa Pascales 
 ft2 Pies cuadrados Pb Presión Barométrica 
 GHP Potencia del gas PEMEX Petróleos Mexicanos 
 GLP Gas Propano Líquido Pr Número de Prandtl 
 H2S Anhídrido Sulfuroso psia Libra por pulgada cuadrada absoluta 
 Hg Mercurio psig Libra por pulgada cuadrada manométrica 
 HP Caballos de Potencia Re Número de Reynolds 
 hr Hora rp relación de presión P2/P1 
 Hz Hertz RPM,rpm Revoluciones por minuto 
 icfm Pies cúbicos por minuto de entrada TG Turbina de Gas 
 ISO Organización Internacional de Normalización W Watt 
 J Joule x fracción molar 
 K Potasio Z Factor de Compresibilidad 
 kg kilogramos ° C Grados Celsius 
 kJ Kilo Joule ° F Grados Fahrenheit 
 kW Kilowatt ° K Grados Kelvin 
 
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x 
 
SIMBOLOGIA 
 
Símbolo Descripción Unidades Símbolo Descripción Unidades 
Ac Área de paso del conducto m2 
MWnom 
Masa mol.ecular del gas 
nominal 
kg/kmol 
c1u Comp. perif de la vel. entrada m/s MWx Masa molecular del gas x kg/kmol 
c2/2 Energía cinética kJ/kg N Velocidad de rotación (r.p.m.) 
cp Calor específico a p = cte. J/(kg°K) n Exponente politrópico. sin 
cpi Calor esp. a p = cte gas i J/(kg°K) n numero de mols gas mol 
cpm Calor esp. a p = cte mezc J/(kg°K) na numero de mols gas a mol 
 Perdidas de calor kJ/kg nb numero de mols gas b mol 
d(zg) Variación de energía potencial kJ/kg nc numero de mols gas c mol 
D, d Diámetro exterior del impulsor m ni numero de mols gas i mol 
dq Intercambio de calor kJ/kg Nx Vel. de rotación a condición x (r.p.m.) 
du Variación de energía interna kJ/kg P Presión absoluta del gas bar, psia 
dw Variación de trabajo kJ/kg P Presión absoluta del gas bar, psia 
F Fuerza inercial N, lbf Pa Presión parcial del gas a bar, psia 
 Coeficiente de flujo. sin Pb Presión parcial del gas b bar, psia 
1 Coef. de flujo de entrada. sin Pc Presión parcial del gas c bar, psia 
2 Coeficiente de flujo de salida. sin Pdim Presión abs, dinámica de gas bar, psia 
h Entalpía estática kJ/kg Pi Presión parcial del gas i bar, psia 
h Entalpía kJ/kg Pr Número de Prandtl sin 
h0 Entalpía total kJ/kg Px Presión absoluta del gas x bar, psia 
ad Eficiencia adiabática. sin Q1 Flujo vol. del compresor ft3/min 
Had Trabajo adiabático del comp. kJ/kg Q1-2 Flujo de calor kJ/kg 
is Eficiencia isoentrópica. sin Qnom Flujo vol. Nominal del comp. ft3/min 
Hisdiff Trabajo isoentrópico difusor. kJ/kg Qx Flujo vol. del gas x ft
3/min 
Hisdiff+imp Trab. Isoentrópico impul. y dif. kJ/kg R Constante específica del gas J/(kg°K) 
Hiso Trabajo isoentrópico del comp. kJ/kg Re Número de Reynolds sin 
Hnom Trabajo nominal del comp. kJ/kg rh Radio hidráulico m 
p Eficiencia politrópica. sin rp Relación de Presiones p2/p1 
Hpol 
Trabajo politrópico del comp. 
kJ/kg 
Ru Const. Universal (8314.3) 
J/(mol°K
) 
k Rel. de calores específicos sin S.G Gravedad específica sin 
KT Flujo vol. Turbina de Gas ft3/min ƩHis Suma de trabajo isoentrópico. kJ/kg 
L Dimensión característica m ƩHistot Trabajo isoentrópico total. kJ/kg 
 Número de etapas sin T Temperatura absoluta °K 
Lc Longitud de la tubería m t0 Temperatura de estancamiento °C 
m Gasto en masa kg/s Ta Temperatura absoluta del gas a °K 
 
 
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LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
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Símbolo Descripción Unidades Símbolo Descripción Unidades 
Ma Número de Mach sin Tb Temp. absoluta del gas b °K 
ma masa del gas a kg Tc Temp. absoluta del gas c °K 
mb masa del gas b kg Ti Temperatura absoluta del gas i °K 
mc masa del gas c kg Tri Temp. red. del gas i °K 
mi masa del gas i kg Tx Temp. del gas a condición x °K 
MW Masa molecular del gas kg/kmol u Velocidad periférica del álabe m/s 
MWa Masa molecular del gas a kg/kmol u1 Vel. periférica a la entrada m/s 
MWb Masa molecular del gas b kg/kmol u2 Velocidad periférica a la salida m/s 
MWc Masa molecular del gas c kg/kmol v Volumen específico m3/kg 
MWi Masa molecular del gas i kg/kmol va Volumen específico del gas a m3/kg 
Vd Volimen de la tubería m3 Ψ1 Coef. de presión de entrada. sin 
vi Volumen específico del gas i m3/kg Ψ2 Coef. de presión de salida. sin 
wad Trabajo adiabático del comp. kJ/kg ψiso Coef. de presión isoentrópico. sin 
xa Fracción molar gas a sin ψp Coef. de presión politrópico. sin 
xb Fracción molar gas b sin ωH Frecuencia de Helmholts Hz 
xc Fracción molar gas c sin 
 
Constante gravitacional 9.8 m/s2 
xi Fracción molar gas i sin 
 
Velocidad del sonido en el gas m/s 
k Factor de enfriamiento sin 
 
Coeficiente de fricción sin 
y Fracción masa gas sin Presión dinámica bar, psia 
ya Fracción masa gas a sin Viscosidad cinemática m
2/s 
yb Fracción masa gas b sin 
 
Viscosidad absoluta Pa-s 
yc Fracción masa gas c sin 
 
Velocidad del sonido m/s 
yi Fracción masa gas i sin 
 
Velocidad angular 1/s 
Z Factor de compresibilidad sin 
 
Vel. relativa entrada del álabe m/s 
Zx Factor de compresibilidad x sin Velocidad relativa a la salida m/s 
α1 Angulo entre c1 y u1 rad Velocidad absoluta del álabe m/s 
α2 Angulo entre c2 y u2 rad 
 
Velocidad absoluta a la entrada m/s 
β1 Angulo entre w1 y u1 rad Velocidad absoluta a la salida m/s 
δ Factor de corrección Pb2/Pb sin Comp. perif de la vel. salida m/s 
Δhf Salto entálpico corona fija kJ/kg Comp. meridional de la vel, m/s 
Δhis Salto entálpico isoentrópico kJ/kg Comp. merid. vel. entrada m/s 
Δhm Salto entálpico corona móvil kJ/kg Comp. merid. vel. Salida m/s 
Δp
Variación eficiencia 
politrópica. 
sin Coef. conductividad térmica 
W/(m°K) 
Δhr Salto entálpico real kJ/kg 
 
Factor Beta 
ΔKT Variación de flujo vol. Turbina ft3/min β2 Angulo entre w1 y u2 rad 
ΔP Caída de presión bar, psia α3 Angulo de difusores rad 
ΔQ Variación de flujo volumétrico ft3/min ξT Factor de ensuciamiento sin 
 
g
a
cf
dimP


a

1w
2w
c
1c
2c
uc2
mc
mc1
mc2
k

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RESUMEN. 
 
 
 
De los problemas de operación que se presentan en los compresores centrífugos, empleados 
en las instalaciones de Petróleos Mexicanos, nace la necesidad de desarrollar nuevas 
herramientas de análisis que conduzcan a evitar pérdidas económicas y daños al medio 
ambiente por la quema de gas, cuando los equipos salen de operación o son dañados por 
trabajar en condiciones inestables. Estas condiciones indeseables de operación, ocurren 
frecuentemente cuando cambia la caracterización del gas o las condiciones de presión y 
temperatura, durante la explotación de los pozos de producción. 
En este trabajo se desarrolla un sistema de cómputo para analizar el comportamiento de los 
compresores centrífugos bajo condiciones distintas a las cuales fueron originalmente 
diseñados. Con esta herramienta, es posible predecir la operación de los equipos, 
anticipándose a cualquier condición indeseable, a fin de evitar daños y tomar medidas 
adecuadas, antes de que se presente una falla que podría ser catastrófica o irreversible cuandose trabaja en condiciones inestables. 
El sistema puede simular una infinidad de casos de operación del compresor, puesto que se 
puede modificar cualquier parámetro en tiempo real que afecta al comportamiento, 
incluyendo la variación en la composición del gas 
 
 
 
 
 
ANALISIS DE TURBOCOMPRESORES Y TURBINAS DE GAS UTILIZADOS EN PEMEX BAJO 
CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
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ABSTRACT. 
 
 
 
 
 
Operational Problems occurred in centrifugal compressors used in Petroleos Mexicanos 
installations give rise to innovatory analysis tools, driven to avoid economic losses and 
environmental damages by burn gas when machinery is out of service or damaged working 
under conditions of fluid dynamic instability. These wavering operation conditions are 
evident frequently when gas characteristics, pressure or temperature conditions change 
during production wells life. 
This is a complete work which develops a computer system dedicated to analyze the 
centrifugal compressors behavior under different conditions from the original designed to. 
With this tool, it is possible to predict the machine behavior, in order to anticipate to any 
unstable condition and take adequate care measurements, to avoid damages before the 
appearance of catastrophic disasters that could be irreversible when the compressor is 
working in wavering conditions. 
This system can simulate an infinity compressor operation cases, since it could modify any 
parameter in true behavior time, including the composition gas variation. 
 
 
 
 
 
. 
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CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
 
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OBJETIVO 
 
 
 
 
 
Determinar una metodología para analizar el comportamiento de compresores centrífugos 
bajo condiciones diferentes a las cuales fueron diseñados originalmente, tomando en 
consideración el cambio de la composición de la mezcla de gas, así como los parámetros 
característicos de comportamiento. 
 
 
 
 
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CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
 
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JUSTIFICACIÓN 
 
 
 
 
La utilización de compresores centrífugos, empleados para el transporte de hidrocarburos, 
desde los campos de producción hasta su destino final en las plantas petroquímicas, refinerías 
y centros de distribución, es una de las tareas primordiales que se realizan en Petróleos 
Mexicanos. 
Durante la explotación de los pozos de producción, cambia la composición de la mezcla de 
hidrocarburos, así como las condiciones de presión y temperatura, afectando seriamente el 
comportamiento de los equipos. Como una medida para evitar el daño a los equipos de 
compresión, se requiere conocer en forma anticipada, las condiciones a las cuales trabajarían 
los compresores centrífugos, con la finalidad de evitar afectaciones, que podrían ser muy 
costosas e incluso catastróficas. En el presente trabajo, se pretende desarrollar una 
herramienta de análisis que permita tomar medidas oportunas antes de que se presenten 
condiciones inestables de operación. 
 
 
 
 
 
 
 
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CAMBIOS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
 
 
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ALCANCE. 
 
 
 
En este trabajo se desarrolla una herramienta de análisis para verificar el comportamiento de 
compresores centrífugos, cuando trabajan a condiciones diferentes de su diseño original. 
Se determinan las variables termodinámicas de la mezcla del gas que se maneja en el 
compresor, como son: la composición molar, parámetros pseudocríticos, factor de 
compresibilidad, flujo volumétrico, masa molecular, potencia del compresor, velocidad de 
operación, temperatura de descarga entre otras, partiendo de datos de operación para una 
aplicación típica en plataforma marina. Para un cambio en cualquier condición originalmente 
considerada, se determinan las nuevas condiciones de operación del compresor, de las cuales 
se podrán tomar las medidas pertinentes y adecuadas, con la finalidad de evitar daños en el 
equipo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANALISIS DE TURBOCOMPRESORES Y TURBINAS DE GAS UTILIZADOS EN PEMEX BAJO CAMBIOS 
DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
 
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INTRODUCCION. 
 
 
 
 
 
 
Es innegable que el avance de la civilización se identifica con el descubrimiento y aplicación 
creciente de la energía. Con ella los pueblos satisfacen necesidades vitales y de su uso generalizado 
y eficiente depende, en gran medida su bienestar. 
 
Los hidrocarburos se han convertido en un factor importante en la escena mundial de la energía; 
han sido y son causa de alteraciones trascendentales en el concierto de las naciones. La 
disponibilidad o escasez del petróleo ha establecido una nueva regionalización en el mundo y ha 
dado un sentido diferente a las relaciones de producción y de comercio, a la distribución de la 
riqueza y a la formación del capital. 
 
A la luz de los acontecimientos que el mundo ha vivido en los últimos tiempos se ha agigantado la 
importancia estratégica del uso racional de los energéticos con la finalidad de preservar el medio 
ambiente, que ha constituido la premisa fundamental de las actividades de la industria petrolera 
mexicana. En Petróleos Mexicanos, esta premisa tiene dos vertientes primordiales: El 
mejoramiento de los procesos mediante la modernización de sus instalaciones, y la producción de 
productos de mayor calidad. 
 
El Instituto Mexicano de Petróleo y Petróleos Mexicanos, han unido esfuerzos para buscar 
alternativas que contribuyan al uso racional de la energía y disminuyan la contaminación del medio 
ambiente. 
 
Las operaciones de Producción Primaria, localización, perforación y extracción son cada vez más 
complicadas, no solo porque la profundidad a la que se encuentran los yacimientos ha aumentado 
considerablemente, sino porque ha cambiado radicalmente la naturaleza de sus acciones; antes eran 
terrestres y ahora son marinas. 
 
Con la acción de perforar no termina la tarea de extraer del subsuelo los hidrocarburos; es necesario 
rescatarlos de cada pozo, separarlos, comprimirlos, bombearlos, almacenarlos, etcétera; esto 
implica enfrentarse todos los días a situaciones que se derivan de la atención a más de 5700 pozos 
en explotación, 196 baterías de separación, más de 21 mil kilómetros de caminos dentro de los 
campos y 54 mil kilómetros de tubería terrestre y marina. 
 
En él último año la producción fue de 2 676 000 mil barriles diarios. De este volumen la región 
marina aporta aproximadamente 70%; el mesozoico Chiapas Tabasco 24% y el resto del país 6%. 
 
Los tipos de crudo que produce Petróleos Mexicanos son Maya. Istmo y Olmeca, los cuales se 
distinguen entre sí con base en su densidad que, respectivamente, es de 22, 33 y 39 grados API 
(American Petroleum Institute). 
ANALISIS DE TURBOCOMPRESORES Y TURBINAS DE GAS UTILIZADOS EN PEMEX BAJO CAMBIOS 
DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS MANEJADO 
 
 
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También el cambio de la composición de la mezcla gaseosa de gas natural, cambia con el tiempo, 
puesto que no es constante la caracterización delos componentes de la mezcla de hidrocarburos 
durante la vida de explotación de los yacimientos. Por esta razón se presenta el cambio de la masa 
molecular de la mezcla gaseosa, en muchas ocasiones estas variaciones llegan a ser significativas, 
ocasionando serios problemas de operación en los turbocompresores accionados con turbinas de 
gas presentes en las instalaciones de bombeo de gas natural de PEMEX. 
 
Una de las principales funciones que tienen los compresores centrífugos, es la de llevar el gas 
natural desde los centros de producción terrestres y marinos, hasta las grandes plantas 
petroquímicas o centros de distribución y exportación. En estas aplicaciones el cambio de los 
parámetros termodinámicos del gas como son la presión, temperatura y composición de la mezcla 
gaseosa que se bombea, puede someter a estos equipos a bruscos cambios de operación que 
causarían daños en las partes internas de la máquina como son sellos, chumaceras, impulsores 
diafragmas, ejes etc. 
 
El cambio de las condiciones de operación en un compresor centrífugo debido al aumento o 
disminución de la masa molecular y la variación de temperatura y presión de succión del gas 
manejado modifica las condiciones de flujo y presión de descarga del compresor, afectando el 
punto de operación, pudiendo en algunos casos caer fuera de la zona estable de comportamiento y 
presentarse los fenómenos de surge y de stonewall. 
 
Los fabricantes de turbinas de gas refieren la potencia nominal de los equipos a condiciones ISO 
que son una presión atmosférica de 760 mm. Hg y 15°C. Con estas condiciones las turbinas de gas 
proporcionan el máximo de su potencia y mejor rendimiento de diseño, no obstante, al cambiar las 
condiciones atmosféricas, ocurren variaciones significativas de potencia y eficiencia. 
 
Como ejemplo típico de una instalación terrestre de PEMEX, está el equipo instalado en el Distrito 
de Villahermosa, que opera durante todo el año a condiciones ambientales severas en el verano. 
Estos equipos llegan a trabajar con temperaturas ambientales de hasta de 45° C, ocasionando que 
la potencia de la Turbina de Gas se vea disminuida hasta en un 40%, demandando más máquinas 
en operación para satisfacer la capacidad de bombeo requerida; lo cual implica una mayor demanda 
de potencia y un mayor consumo de combustible, aumentando las emisiones contaminantes 
desprendidas de la combustión. 
 
 
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CAPITULO 1 
 
ESTADO DEL ARTE. 
 
PEMEX con una producción aproximada de 3 millones de barriles diarios de petróleo, enfrenta 
el reto de lograr que dicha producción llegue oportunamente a su destino final, para cumplir con 
las necesidades de abastecimientos nacionales y de exportación. Para esto debe enviar sus 
productos a través de grandes distancias por conductos, y transportarlos a sus centros de 
procesamiento: refinerías, petroquímicas y plantas de distribución. 
Para enfrentar esta gran labor, PEMEX cuenta con turbo grupos integrados por turbinas de gas, 
turbocompresores y bombas que son parte importante de los procesos de bombeo de líquidos, 
compresión de gas y generación de energía eléctrica en las distintas instalaciones petroleras. 
En este capítulo se trataran los principios de funcionamiento de dos de los equipos más 
importantes que se utilizan en las instalaciones de PEMEX que son: los turbocompresores y las 
turbinas de gas (TG). 
1.0 Compresores. 
1.1 Compresores centrífugos 
Los turbocompresores, son turbo máquinas rotativas de fluido compresible que permiten la 
transferencia de la energía entre un fluido gaseoso y un rotor provisto de álabes que giran dentro 
de una carcasa o cuerpo estructural. 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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2 
 
Los compresores centrífugos incrementan la energía cinética de un gas aumentando la 
velocidad tangencial del gas (Figura 1.1). El gas entra en el compresor a través de la tobera de 
admisión, pasando por el impulsor o rodete, generando un flujo turbulento. El impulsor, que es 
como un disco con alabes, está montado sobre un eje rotatorio. Este recibe el gas desde la tobera 
de admisión y lo comprime incrementando la energía cinética del gas, que se puede considerar 
proporcional al producto de la velocidad en la punta del alabe U y la velocidad tangencial en el 
impulsor. W representa la velocidad relativa del alabe. La velocidad resultante C es el vector 
suma de la velocidad relativa y la velocidad en la punta del alabe. 
. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.1 Compresor centrífugo flujo en el impulsor 
 
 
Rodeando al impulsor, se encuentra el difusor, que tiene la misión de reducir gradualmente la 
velocidad del gas cuando este sale del impulsor. El difusor convierte la energía cinética a un 
nivel de presión mayor. En un compresor de una etapa, el gas abandona el difusor atravesando 
un canal que se encuentra en la carcasa, finalmente sale por la tobera o caracol de descarga. En 
un compresor de varias etapas (Figura 1.2), el gas que sale del difusor y va directamente al 
impulsor de la siguiente etapa. 
Para condiciones estacionarias, la transferencia de energía tiene su origen en las propiedades 
elásticas del fluido de trabajo y en los cambios que sufre el momento de la cantidad de 
 
W2 
U2 
C2 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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movimiento, mientras este pasa por los conductos que forman los álabes y carcasa. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.2 Turbocompresor de etapas múltiples 
 
1.2 Compresores axiales 
En la figura 1.3 se muestra un compresor axial típico. Un compresor axial consta de un eje con 
alabes rotativos (rotor) y una carcasa cónica con alabes fijos (estator). Cada conjunto de alabes 
del rotor está acompañado por los alabes del estator. El gas entra por la tobera de admisión, la 
cual guía el gas hasta la voluta (zona de descarga). En la entrada de la voluta, el gas se acelera, 
atravesando los alabes del estator. Los alabes del estator hacen que la velocidad del gas aumente, 
incrementando así la energía cinética del gas. Los alabes del rotor actúan como difusores, 
haciendo que la velocidad del gas disminuya, provocando un aumento de la presión. 
Los alabes del estator orientan el gas hacia el siguiente conjunto de alabes. De esta manera, se 
va acelerando y decelerando el gas hasta su descarga. La presión aumenta cada vez que el gas 
Rotor 
Carcaza 
Diafragma
s 
Sellos 
Chumacera 
axial 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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circula por los alabes del estator. Finalmente, el gas pasa por la salida de la voluta y por la 
tobera de descarga, abandonando el compresor. 
Figura 1.3 Compresor axial multietapa 
 
1.3 Comparación entre los compresores centrífugos y los axiales 
El compresor centrífugo tiene las siguientes ventajas sobre el axial: 
- Mayor robustez, y por tanto, mayor seguridad en la explotación. 
- Menor número de escalonamientos. 
- Mayor facilidad de alojamiento de los sistemas de refrigeración intermedia. 
Rotor 
Carcaza 
Alabes móviles 
Alabes fijos 
Voluta 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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- Mayor zona de estabilidad de funcionamiento, por lo querespecta al fenómeno de bombeo. 
El compresor axial ofrece las siguientes ventajas con relación al centrífugo: 
- Mejor rendimiento. 
- Para un mismo gasto másico y presión, mayor número de revoluciones. 
- El compresor axial tiene menor volumen, menor superficie frontal, y menor peso para igual 
gasto másico y relación de compresión. Esta ventaja es excepcionalmente importante en 
aviación, e históricamente constituyo el estímulo para la evolución del compresor axial con 
destino a los turborreactores. La ventaja es notoria para las relaciones de compresión elevadas 
y grandes potencias. Por esta razón, los compresores de las turbinas de gas de gran potencia 
suelen ser axiales y los de turbina de gas de pequeña potencia, centrífugos. 
Si la relación de compresión es pequeña, esta se puede lograr con un compresor centrífugo de 
un solo escalonamiento o etapa con lo cual el peso y volumen de la máquina será menor que si 
se empleara un compresor axial, que necesariamente tendría que ser de varios escalonamientos. 
La relación de compresión por escalonamiento es: 
Tabla 1.1 Relación de compresión por etapa 
 Valores máximos Valores normales 
Compresor centrífugo De 3 a 5 De 1.5 a 2.5 
Compresor axial De 1.5 a 2 De 1.05 a 1.2 
 
1.4 Componentes de un compresor centrífugo. 
1.4.1 Impulsores. 
El impulsor es el elemento encargado de suministrar energía al gas. El gas que atraviesa los 
álabes del impulsor aumenta su velocidad, provocando un aumento de su energía cinética y por 
lo tanto un aumento de la presión. Es el encargado de aumentar aproximadamente 2/3 partes de 
la presión total en un compresor, por eso su diseño y selección deben ser minuciosos. 
Existen tres tipos de impulsores: abiertos, semiabiertos y cerrados. 
 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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1.4.2 Impulsores abiertos 
La ventaja que ofrecen los impulsores abiertos (Figura 1.4) es su capacidad para operar con altas 
velocidades. Pueden producir altura politrópica Hpol (Wpol trabajo) muy elevada. Esto se debe a 
que al no haber un plato interior junto al lado interno de los alabes, se producen menos esfuerzos 
en estos. La desventaja que tienen los impulsores abiertos es que tienen baja eficiencia debido 
al lado abierto, ya que pueden existir fugas y puede aumentar el número de frecuencias naturales 
de los alabes. En muchos diseños, se suele colocar un impulsor abierto en la primera etapa. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.4 Impulsores abiertos 
 
1.4.3 Impulsores cerrados 
Los impulsores cerrados (Figura 1.5), al igual que los abiertos, se encargan de acelerar el gas 
para obtener una mayor presión. No producen tanta altura como los abiertos pero sin embargo, 
no están sometidos a tantos esfuerzos. En su diseño se suelen incluir anillos de desgaste. 
 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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Figura 1.5 Impulsores cerrados 
En la figura 1.6 se muestra de manera esquemática los diferentes tipos de impulsores centrífugos 
explicados anteriormente. 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.6 Tipos de impulsores centrífugos: a) Abiertos; b) Semiabierto; c) Semiabierto de 
doble succión; d) Cerrado de doble succión; e) Cerrado de simple succión 
En los compresores centrífugos de alta presión de escalonamientos múltiples, con frecuencia los 
dos primeros escalonamientos se construyen de doble aspiración, lo que tiene la ventaja de 
optimizar los últimos escalonamientos para una velocidad de rotación dada. 
En el desarrollo de los últimos años ha ido: 
a) Hacia caudales mayores, que se han logrado aumentando el diámetro de la boca de aspiración, 
disminuyendo el diámetro del cubo y aumentando el ancho del impulsor y la velocidad de 
rotación. 
b) Hacia relaciones de compresión por escalonamiento también mayores, que se ha conseguido 
con ángulos de salida grandes, del orden de 90° y grandes velocidades de rotación. 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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El parámetro fundamental que caracteriza el alabe de un compresor es el ángulo de salida β2 y, 
según este, los alabes se clasifican en: 
 
- Alabes curvados hacia atrás; β2 < 90° (Figura 1.7a) 
- Alabes curvados hacia delante; β2 > 90° (Figura 1.7b) 
- Alabes de salida radial; β2 = 90° (Figura 1.7c) 
 
 
Figura 1.7 Impulsor de compresor centrífugo con alabes: a) curvados hacia atrás; b) Curvados 
hacia adelante; c) De salida radial 
1.4.4 Difusor 
El sistema difusor consta de una o varias partes fijas, cuya misión es recuperar una parte de la 
energía cinética a la salida del impulsor, o lo que es lo mismo, conseguir mejorar el rendimiento, 
a expensas de la energía cinética que crea el impulsor, con un incremento adicional de presión. 
El sistema difusor suele constar al menos de una caja espiral o voluta, a la cual se añade con 
frecuencia uno de los siguientes elementos: corona directriz, cono difusor, o los dos 
simultáneamente. 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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El sistema difusor de la figura 1.8 consta de caja espiral y cono difusor. 
 
Figura 1.8 Cambios de presión estática y dinámica a través de un compresor centrífugo. 
 
OA Presión estática y dinámica a la salida del compresor. 
MB Presión estática a la salida del impulsor. 
MC Presión dinámica a la salida del impulsor. 
NE Presión dinámica a la salida del difusor. 
NF Presión estática a la salida del difusor. 
En diseños sencillos se dispone de una corona directriz sin alabes, que a veces queda reducida 
a una simple caja de paredes paralelas. La sensibilidad a los cambios de régimen de esta corona 
sin alabes, es mucho menor (Figura 1.9), pero también el rendimiento en el punto de diseño es 
inferior. 
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Figura 1.9 Difusor de un compresor centrífugo. 
 
La resistencia del impulsor a los esfuerzos centrífugos, limita a la velocidad periférica a la salida 
del impulsor, lo cual implica que la relación de compresión máxima que se alcanza puede llegar, 
en algunos casos particulares, al valor 4 y aun mayor. La velocidad máxima que se alcanza en 
los impulsores de fundición de hierro está limitada a unos 40 m/s, mientras que en los impulsores 
de acero puede llegar hasta los 300 m/s. En construcciones especiales con aceros aleados se 
llega hasta los 500 m/s. 
1.4.5 Rotor 
El rotor (Figura 1.10) recibe la energía mecánica a través del cople y la transfiere al gas por 
medio de los impulsores. Se encuentra apoyado en dos cojinetes radiales. Contiene un plato de 
empuje (extremo de sección) y un pistón de balance (extremo de descarga). 
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Figura 1.10 Rotor de un compresor centrífugo. 
 
1.4.6 Plato o collar de empuje 
El plato de empuje (Figura 1.11) se encuentra instalado directamente en el eje. Trabaja en 
conjunto con el cojinete para transferir la carga axial del rotor hacia la cimentación, vía soportes 
y carcasa del compresor. 
La superficie debe estar protegida de golpes y ralladuras,particularmente en el área observada 
por la punta de pruebas de desplazamiento axial. 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.11 Plato de empuje. 
1.4.7 Pistón de balance 
El pistón de balance (Figura 1.12) se encuentra ubicado después del último impulsor, en el 
extremo de descarga. Se dimensiona para compensar la fuerza de empuje resultante del rotor y 
reduce la carga en el cojinete de empuje. 
Una serie de laberintos maquinados en la periferia, forman sello contra un anillo de material 
blando (babbitt) o colmena. 
PLATO DE EMPUJE PISTON DE BALANCE 
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Figura 1.12 Pistón de balance. 
 
1.4.8 Sello de laberinto 
A la hora de manejar un gas en un eje rotativo, lo más normal es que existan fugas a través de 
este hacia el exterior de la carcasa. Para evitar este fenómeno, se utilizan dispositivos de sellado. 
Los más comunes son los sellos mecánicos. 
En los compresores centrífugos, los sellos mecánicos más utilizados son los laberinticos. Un 
sello laberintico (Figura 1.13) está compuesto de numerosas ranuras rectas que se ajustan en 
torno a un eje, o dentro de una perforación, de forma tal que el fluido deba pasar por un largo y 
difícil camino para poder escapar. A veces poseen marcas en forma de tornillo en las porciones 
exterior e interior. Estas se colocan de manera de definir el camino largo característico necesario 
para disminuir la fuga de fluido. En el caso de sellos laberinticos en ejes que rotan, debe existir 
un huelgo muy pequeño entre los bordes del laberinto y la superficie sobre la cual deslizan. 
Los sellos tipo laberinto de ejes rotatorios permiten obtener características de sellado sin 
necesidad que las dos superficies entren en contacto, para ello se controla el paso del fluido a 
través de varias cámaras mediante la acción de la fuerza centrífuga, como también mediante la 
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formación de diversos vórtices en sitios predeterminados. Suele fabricarse en materiales 
blandos como el aluminio, bronce, termoplásticos, etc. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.13 Sello de laberinto. 
 
La alta vibración y contaminantes (sólidos y químicos) son los mayores contribuyentes a 
deterioro y desgaste 
del sello. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.14 Detalle de sello de laberinto. 
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1.4.9 Cojinetes radiales 
Se utilizan cojinetes radiales (Figura 1.15) de zapatas pivotantes. La película hidrodinámica del 
lubricante transfiere la carga radial del eje hacia los cojinetes. 
Proveen rigidez y amortiguamiento y además controlan la posición del eje. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.15 Cojinete radial. 
1.4.10 Cojinete de empuje axial 
El cojinete de empuje (Figura 1.16) es utilizado para restringir el movimiento axial del rotor. 
Está compuesto de zapatas pivotantes. La película de aceite transmite la fuerza desde el disco 
hasta el cojinete. El tamaño del cojinete depende de la carga axial y dimensión del pistón de 
balance. 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.16 Cojinete axial. 
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1.4.11 Álabes guía de entrada 
Los álabes guía de entrada (Figura 1.17) pueden ser fijos o ajustables. Proveen la dirección 
deseada del flujo entrando al impulsor. El tipo ajustable es utilizado mayormente en 
compresores de una sola etapa. La inclinación de estos alabes afecta al funcionamiento del 
compresor, incluyendo la línea de oleaje o surge. Por eso debe tenerse muy en cuenta a la hora 
de realizar el diseño. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.17 Alabes guía. 
1.4.12 Diafragma 
El diafragma (Figuras 1.18 y 1.19) es un componente estacionario que se suelte colocar en la 
pared divisoria entre las etapas. Controla la dirección y velocidad del gas. Incorpora el difusor 
y canal que dirige el gas hacia la aspiración del siguiente impulsor. 
 
 
 
 
 
 
Figura 1.18 Diafragma. 
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Figura 1.19 Diafragma de compresor centrífugo. 
 
1.4.13 Carcasa 
La carcasa (Figura 1.20) contiene toda la presión y aloja al rotor junto al resto de las partes 
estacionarias, además de las conexiones de aspiración y descarga. Suele estar fabricada en 
acero forjado o vaciado. 
 
Figura 1.20 Principales partes del compresor centrífugo. 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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17 
 
Los fluidos que pasan por los compresores pueden ser de naturaleza diversa: gas puro, mezcla 
gaseosa, vapor recalentado o saturado. En ciertos casos, el fluido que sufre la compresión 
puede ser tratado como un gas ideal; esto depende no solo de la naturaleza del fluido, sino 
también de la relación de presión considerada. Así en el caso de un compresor que aspira aire 
atmosférico y eleva su presión a unos 5 bar, las propiedades del fluido no difieren esencialmente 
de las de un gas perfecto, sin embargo, no sucede lo mismo cuando la presión del gas es más 
elevada. Por otra parte, si el fluido es un vapor saturado o ligeramente recalentado, no debe 
compararse con un gas perfecto ni siquiera cuando la presión a la salida del compresor sea 
moderada. La diferencia fundamental entre estos dos casos, consiste en el hecho que la 
constante particular del gas R para el caso de los vapores varia con la presión y la temperatura, 
mientras que para un gas perfecto casi no cambia permaneciendo aproximadamente constante. 
1.5 Importancia de los compresores centrífugos. 
Los compresores son vitales en las refinerías para manejar hidrógeno, sulfuro de hidrogeno, 
etano, propano, propileo, butano, butileno benceno, cloruros vinílicos, etc. Se usan en la 
industria química en los procesos de síntesis del gas amoníaco, metanol, del dióxido de carbono, 
etc. Los compresores se emplean en las plantas de separación de aire, bien sea con aire o con 
nitrógeno, oxígeno, argón, helio, etc. Estos son necesarios en los servicios de aire industrial para 
tener potencia, como en sopladores de hollín, en aire para pruebas, con aire para la combustión 
del petróleo y derivados, con aire para el tratamiento de aguas. También son indispensables en 
el tratamiento del gas natural húmedo para convertirlo en gas seco y para su distribución en las 
ciudades, así como en los procesos de fabricación del gas LP (gas propano líquido) o del LNG 
(gas natural líquido). Se requieren en los procesos criogénicos con el amoníaco, freón, dióxido 
de carbono, etileno, LPG, LNG, helio, etc. 
Los compresores son necesarios en todo sistema de alimentación con circulación forzada, en la 
industriade los metales ferrosos y no ferrosos, en la industria del cemento, textil, del papel, de 
cigarros. Son de uso obligado en las minas, hospitales, laboratorios de investigación con altas 
y bajas presiones y temperaturas y en cualquier caso donde se haga necesario contar con aire o 
gases a presión. 
En la figura 1.21 se muestra la aplicación del turbocompresor accionado con turbina de gas. 
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Figura 1.21 Grupo turbina de gas compresor centrífugo 
 
1.6 Clasificación general de los compresores. 
Tan variada y extensa es la utilización de los compresores que abarca una gama amplísima de 
tipos. 
Los compresores pueden clasificarse de diferente forma. Así por ejemplo, según la presión se 
clasifican en: compresores de alta, media y baja presión. 
Según la naturaleza del gas se clasifican en: Neumáticos o para aire, para gas de proceso y para 
gasoducto. 
No obstante, la clasificación más importante es de acuerdo con al principio de funcionamiento, 
como puede observarse en la figura 1.22 
A continuación se analizarán las características generales de los compresores centrífugos [1] 
1.7 Aplicación típica de los turbocompresores. 
Los compresores centrífugos encuentran su aplicación típica, cuando la capacidad fluctúa entre 
500 y 20000 ft3/min a la entrada del compresor. Los compresores axiales tienen mejor 
rendimiento que los centrífugos y su rango de aplicación más usual están entre 7500 y 60000 
ft3/min; sin embargo, se utilizan únicamente para aire o gases limpios, ya que son susceptibles 
de depósitos, corrosión y erosión en los álabes. 
 
Entrada de gas Salida de gas 
Turbina de gas 
Compresor 
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COMPRESORES
DINAMICOS
FLUJO RADIAL
CENTRIFUGOS
ETAPA SIMPLE
MULTIETAPA
MODULARES
CORTE HORIZONTAL
CORTE VERTICAL
INTERENFRIADOS
ISOTERMICOS
FLUJO AXIAL
ALABES VARIABLES
MULTIETAPA
DESPLAZAMIENTO POSITIVO
RECIPROCANTE
ENFRIADOS POR AIRE
ENFRIADOS POR AGUA
ETAPA SIMPLE
CON ACCIONADOR
DE GAS SEPARADO
MULTIETAPA
ROTATIVO
TORNILLO SECO
TORNILLO LUBRICADO
ASPAS
DOS LOBULOS
TRES LOBULOS
PELICULA DE LIQUIDO
SIN ACCIONADOR
DE GAS SEPARADO
 
Figura 1.22 Clasificación de compresores 
La relación de presión máxima por etapa para compresores de gas de proceso, está limitada por 
la temperatura de descarga. El límite para los centrífugos es de 400 a 450 ºF y para los axiales 
es de 600 ºF [13]. Los compresores centrífugos tienen un rango más bajo debido a que las 
terminales de los diafragmas, se dilatan radialmente debido al aumento de temperatura del gas 
comprimido. Aunque requieren menos mantenimiento que los compresores de émbolo, es 
necesario tener un rotor ensamblado como reserva, para garantizar el servicio continuo [2]. 
Los turbocompresores son los más comunes y están constituidos fundamentalmente por un rotor 
provisto de álabes, que gira dentro de una carcasa de hierro fundido o de acero, herméticamente 
cerrada, de forma que pueda producirse un gradiente de presión entre la entrada y salida de la 
máquina en virtud de la acción de los álabes del rotor sobre el fluido. Se trata, pues, de máquinas 
con gradiente de presión dinámica. 
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20 
 
La dirección del flujo puede ser radial o axial y así se tienen en el primer caso a los compresores 
radiales o centrífugos, y en el segundo a los axiales. En ambos tipos, el fluido, a la salida del 
rotor pasa a un difusor que convierte parcialmente la energía dinámica en estática. El difusor 
forma parte de la carcasa, bien sea como ducto abocinado en los centrífugos o como álabes fijos 
axiales. 
En ciertos casos el flujo es mixto, esto es en parte radial y en parte axial; su estudio se incluye 
dentro de los centrífugos 
1.8 Arreglo de boquillas. 
Los compresores centrífugos de etapas de compresión múltiples son máquinas extremadamente 
flexibles. Estos pueden ser adaptados a un amplio rango de consideraciones mecánicas y 
demandas de proceso. 
Dependiendo de la carga (trabajo de flujo) requerido, el número de impulsores empleados puede 
variar de dos a doce. Las bridas de succión y descarga pueden ser localizadas hacia arriba, hacia 
abajo o formando un ángulo cualquiera con la carcasa, también pueden tener varias boquillas de 
entrada y salida para recibir corrientes laterales de gas de proceso, o bien para instalar 
economizadores (interenfriadores) entre las etapas de compresión, estas boquillas, pueden ser 
localizadas en cualquier parte de cuerpo del compresor. 
Algunas de las configuraciones más comúnmente empleadas son las que se muestran a 
continuación, sin embargo, los arreglos son hechos a las necesidades de cada usuario. Por 
simplicidad el arreglo de boquillas hacia abajo es el más común pues permite un fácil acceso a 
las partes internas del compresor, sin la necesidad de desmantelar las tuberías principales, y es 
usualmente preferido, especialmente para compresores de corte horizontal (Ver figura 1.24). 
El compresor mostrado en la figura 1.24 permite introducir o extraer gas a niveles de presión 
seleccionados. Los flujos de corrientes laterales pueden ser de gas de proceso o flujos de etapas 
de refrigeración, los flujos laterales, se pueden introducir a través de dos etapas de compresión 
en el diafragma, o si el flujo es muy grande, este puede introducirse en el área destinada a los 
impulsores, omitiendo uno o más impulsores. 
 
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Cuando se emplea una sola carcaza para un aumento de presión muy grande, se emplea un 
arreglo de impulsores espalda con espalda (back to back), para disminuir el empuje axial. En 
la figura 1.25 se puede ver como las fuerzas de empuje axial actúan a través de los dos bancos 
de impulsores, tendiendo a neutralizarse una a otra [3]. 
Figura 1.23 Compresor corte horizontal con bridas hacia abajo. 
 
Figura 1.24 Compresor con arreglo de impulsores espalda con espalda 
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La cubierta tipo barril o de corte vertical puede emplearse en rangos de presión hasta de 10000 
lb/pg2, las bridas de succión y descarga se localizan en cualquier parte del compresor formando 
un ángulo cualquiera con la línea horizontal o vertical, al igual que los compresores de corte 
horizontal, el arreglo de impulsores cuando maneja grandes presiones, será espalda con espalda, 
para disminuir los efectos del empuje axial (Figura 1.2). 
Figura 1.25 Compresor de corte vertical 
1.9 Ventajas para utilizar Turbinas de Gas. 
Desde hace más de 40 años, las turbinas de gas se utilizan en gran número como unidades 
motrices en refinerías de petróleo, en plantas de amoniaco, butadieno y etileno, entre otras. 
Normalmente, las turbinas de gas se utilizan en lugar de turbinas de vapor con condensación por 
alguna de las siguientes razones: 
 Las turbinas de gas son unidades integradas. No necesitan calderas, condensadores, sistemas 
de agua de alimentación y enfriamiento y el equipo relativo. 
 Producen alta potencia a elevada velocidad, con gran confiabilidad, fácil mantenimiento, y 
ocupan pocoespacio. 
 Las turbinas de gas tienen eficiencias térmicas mucho más elevadas que las de vapor con 
condensación para procesos. 
 No producen tanta contaminación ambiental con su escape y, además porque casi no hay que 
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23 
 
purgar sistemas de agua de alimentación y enfriamiento. 
Los límites prácticos de potencia de turbinas de gas en aplicaciones de procesos van desde 
1 000 hasta 100 000 o más HP. 
Con todos estos factores favorables, se justifica la instalación de turbinas de gas en lugar de las 
de vapor, sobre todo para plataformas marinas, donde solo existe agua de mar. 
1.10 Aspectos fundamentales de las Turbinas de Gas. 
El concepto de turbina de gas es más antiguo que el de otros motores primarios, pero su 
perfeccionamiento no ha sido fácil. 
En la figura 1.26 se ilustran los componentes de una turbina de gas, de ciclo simple. Un 
compresor dinámico suministra aire a una cámara de combustión, en donde se quema el 
combustible con exceso de aire, a presión constante. Ciclo simple sólo significa que los 
productos de la combustión se mezclan con un exceso de aire para producir gas con energía a 
una temperatura lo bastante baja para el tipo de materiales utilizados. El gas energizado se 
expande en una turbina que impulsa el compresor de aire y produce potencia adicional como 
salida mecánica. Como último paso, los productos de la combustión se descargan en atmósfera. 
Figura 1.26 Turbina de Gas de ciclo simple 
Aunque esta configuración parece ser sencilla, presenta ciertas dificultades. Primera, se requiere 
alta eficiencia en el compresor y en la turbina. Segunda, la presión y temperatura en el ciclo 
deben ser mayores de ciertos límites mínimos antes de que se pueda producir potencia de salida. 
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24 
 
1.11 Tipos de Turbinas de Gas. 
Las turbinas de gas se utilizan para trabajo pesado y Aero derivadas de motores de aviación (o 
tipo avión). 
El tipo para trabajo pesado se ha perfeccionado para satisfacer las necesidades normales de las 
plantas industriales, sin limitaciones de espacio y de peso. 
Esta turbina normalmente es del tipo de uno o dos ejes. Los álabes del compresor y la turbina 
son de construcción robusta, lo mismo que las toberas. Esto, junto con las relaciones de presión 
y temperaturas moderadas en el gas energizado, permite largos intervalos para las inspecciones 
y mantenimiento. Los cojinetes (chumaceras) del árbol son convencionales, del tipo de 
manguito o de cuerpo oscilante en los radiales, y de caras cónicas o de segmentos múltiples, en 
los de empuje; dispuestos para funcionar con un sistema de lubricación a presión común para la 
turbina de gas y la máquina impulsada. Por lo general, la turbina, el sistema de lubricación, los 
sistemas auxiliares y los instrumentos sirven para las necesidades normales de las plantas de 
proceso, expresados en normas como las API 614 y 616. 
La turbina Aero derivada, por contraste, es un motor de chorro ("jet") para aviones pero, en 
vez de impulsar un avión, mueve una turbina de potencia. En esta forma, el motor es un 
generador de gas energizado que se envía a una turbina convencional de potencia para trabajo 
pesado. 
Estas turbinas presentan las siguientes ventajas: 1) la aplicación de tecnología de punta de las 
turbinas de aviación para uso industrial; 2) las técnicas de producción en serie y de control de 
calidad aplicados a la aviación benefician a los usuarios industriales; 3) la disponibilidad de los 
centros de servicio para motores de avión, con sus estrictos requisitos de certificación, existencia 
de piezas de repuesto (a veces unidades completas a cambio) e instalaciones para prueba, son 
apropiados para dar servicio a los generadores de gas. Esto fue utilizado en compresores 
centrífugos para gasoductos 
El diseño y producción de turbinas de potencia para temperaturas moderadas, flujo alto y baja 
velocidad, de unas 5 000 r.p.m., fueron una continuación de la fabricación de esos compresores. 
En la actualidad, se utiliza un número cada día mayor de estas turbinas de gas en gasoductos, 
perforaciones costa fuera, plataformas marinas y servicios públicos, debido a que, para potencias 
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25 
 
altas, este tipo de turbina es más eficiente. 
La turbina de gas Aero derivada tiene dos o tres árboles, según sea el diseño del motor de 
reacción, debido a su construcción compacta, no se puede utilizar en ellas el ciclo regenerativo. 
La turbina de potencia y el generador de gas (motor de reacción) son componentes separados, 
sin conexión mecánica de flecha dividida; los sistemas auxiliares también están separados. 
 
Figura 1.27 Turbina de gas Solar Taurus de eje bipartido 
La turbina de potencia, como se mencionó es de construcción resistente y comparte los 
accesorios, instrumentos y sistema de lubricación con el equipo al cual impulsa. Pero el origen 
del generador de gas es evidente en su diseño mecánico, además de su menor peso y tamaño 
compacto exigidos para los aviones. Otras importantes variantes para su empleo en plantas de 
proceso incluyen gran número de cojinetes antifricción, sistemas especiales de lubricación con 
aceites sintéticos no inflamables, accesorios hidráulicos e instrumentos electrónicos e 
hidráulicos. Esto, más las holguras tan precisas requeridas en su construcción, hacen necesarios 
métodos de operación y mantenimiento diferentes de los normales en una planta. 
También existe la ''turbina de gas tipo industrial'', que es para trabajo pesado. Sus características 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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26 
 
especiales pueden incluir salida de potencia en el extremo delantero (lado del compresor) y 
engranaje integral para cambios de velocidad. También pueden observarse algunas de las 
características de los motores de avión en esta turbina, que se ilustra en las figuras 1.28 y 1.29. 
Las turbinas industriales, han sido diseñadas con criterios más conservadores, tienen un costo 
por kW instalado inferior a las Aero derivadas y su mantenimiento es más económico, exigiendo 
menos paros programados en la marcha del equipo. Las reparaciones de estas turbinas se pueden 
realizar en el lugar de instalación, fundamentalmente si son máquinas grandes manufacturadas 
con técnicas similares a las que se aplican en las turbinas de vapor. Su potencia máxima está 
actualmente en orden de los 219 MW con un rendimiento cercano a 38 % [4]. 
Las turbinas Aero derivadas suelen tener un costo por kW instalado superior a las industriales y 
requerir un mantenimiento más costoso, con períodos más frecuentes de revisión, del orden de 
la mitad con relación a las turbinas industriales. Normalmente, en su mantenimiento se precisan 
herramientas especiales y el personal que lo ejecuta debe ser mucho más especializado. En el 
mantenimiento mayor el rotor es extraído y sustituido por otro. 
La mayor ligereza de las turbinas Aero derivadas las hace idóneas cuando se requiere una 
reducida relación de peso/potencia (0.27 kg/kW). Por el contrario, se debe indicar que no suelen 
utilizar combustibles pesados de baja calidad. Además, hay que tener presente que, al ser la 
temperatura de gases de salida más baja que en las de tipo industrial, son menos adecuadas parala aplicación en ciclos combinados. 
Las turbinas Aero derivadas alcanzan rendimientos máximos del orden de 40% y temperaturas 
sobre los 1,300 ºC en la cámara de combustión. La potencia máxima para generación eléctrica 
alcanzada con este tipo de turbinas oscilan entre 40 y 50 MW. 
En estos sistemas el combustible empleado puede ser líquido o gaseoso, pero el gas natural 
posee grandes ventajas. Entre éstas se pueden señalar el no requerir almacenamiento, mayor 
limpieza en el sistema de recuperación, proporcionar una vida superior a los álabes de la turbina, 
exigencias menores en el mantenimiento y revisiones. Estas ventajas hacen que la elección se 
incline a favor de utilizar este combustible, cuando se dispone de él en las proximidades de la 
planta [5]. 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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27 
 
Figura 1.28 Turbina de gas Solar Taurus de eje bipartido 
1.12 Turbinas para aviación y servicio industrial. 
Las características de operación de las turbinas Aero derivadas e industriales, son en cierta 
manera diferentes. He aquí los aspectos más sobresalientes [6]. 
Tabla 1.2 Características de operación 
Aviación. Industrial. 
1) Opera dentro de amplios límites de temperatura y de 
presión ambientales. 
Opera dentro una gama más pequeña de temperaturas y 
presiones ambientales. 
2) Quema solamente queroseno de alto grado a fin de 
obtener seguridad en la regulación, valores caloríficos 
satisfactorios, etc. 
Quema combustibles muy variados, líquidos o gaseosos, desde 
petróleo crudo a gas natural. Incluso combustibles sólidos. 
3) Emplean materiales de construcción ligeros y 
resistentes al calor y a la oxidación (aleaciones de 
titanio.) 
Emplean materiales resistentes a la corrosión. 
4) Se puede sacrificar la vida de la máquina por razones 
de buena respuesta en el despegue del avión. 
Se debe prolongar la vida de la máquina con cargas de 
operación adecuadas, reduciendo o evitando las sobrecargas. 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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28 
 
1.13 Principio de funcionamiento de la Turbina de Gas. 
El principio de funcionamiento de la turbina de gas, se basa en el ciclo Joule Brayton. En este 
se introduce aire atmosférico en la succión del compresor, donde inicialmente el motor de 
arranque suministra la potencia para comprimir el aire, y una vez alcanzada la velocidad de 
carga de la turbina, este se desacopla, proporcionando la energía la turbina de potencia de ahí 
en adelante. El aire comprimido pasa a través del difusor donde, parte de su energía cinética es 
convertida en presión y es introducido en la cámara de combustión donde se inyecta el 
combustible (gas natural dulce es el más común) mezclándose con el aire presurizado. Durante 
el ciclo de arranque de la máquina, una flama colocada en el interior de la cámara de combustión 
es alimentada por una línea separada de combustible, que se enciende por medio de una bujía. 
La flama prende la mezcla aire combustible que se introduce en la cámara de combustión, donde 
se mantiene una combustión continua, siempre que exista un adecuado flujo de mezcla aire 
combustible. 
Los gases calientes, a una temperatura próxima a 1200 ºC y gran velocidad, pasan a través de 
los álabes de la turbina produciendo energía mecánica, que será transformada en energía 
eléctrica, por medio de un alternador acoplado, o en trabajo de flujo, para aumentar la presión 
de un gas. 
Los gases de salida, conteniendo una cantidad importante de energía térmica, a una temperatura 
del orden de 550 ºC y con un 15% de Oxigeno aproximadamente, pueden utilizarse 
directamente, por ejemplo en un proceso de secado, o bien introducidos en una caldera de 
recuperación para producir vapor. 
El ciclo Brayton, (Figura 1.29) en su forma ideal, evoluciona con dos procesos adiabáticos 
reversibles (pvk=c), y dos procesos isobáricos, el fluido de trabajo es aire y se comporta como 
gas ideal. 
Esto significa que el cambio de entropía durante el proceso de combustión, sea igual al proceso 
de retiro de calor en el escape, por lo que se tiene una relación de temperaturas de: 
1
4
2
3
T
T
T
T
 1.1 
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No obstante, que el estudio de las transformaciones termodinámicas que ocurren en la máquina, 
son algo complejas, se han fijado conceptos de mucha utilidad que lo simplifican. 
Tres de estos conceptos son: 
1. - La entalpía total o de estancamiento, que se representa como la suma de la entalpía 
estática, más la energía cinética. 
ℎ0 − ℎ1 =
𝑐1
2 − 𝑐0
2
2
 
 
Figura. 1.29 Diagrama básico del ciclo Brayton 
1 
2 3 
4 
P
2
 
T 
s 
p 
v 
1 
2 
3 
4 
1 
2 3 
4 
P
2
 
P
1
 
P
1
 
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30 
 
Cuando 𝑐0
2 = 0, esto es. 
2
2
1
10
c
hh  
2. - La temperatura total o de estancamiento, que corresponde al valor que adquiere el fluido 
al ser llevado al reposo, hasta condiciones de velocidad cero para capacidades caloríficas que 
no son función de la temperatura. 
pc
c
tt
2
2
1
10  
3. - Presión total o de estancamiento, que es la presión alcanzada cuando el proceso de 
desaceleración es isotrópico. 
𝑝0 = 𝑝1 (
𝑇0
𝑇1
)
𝑘
𝑘−1
 
 
1.14 Materiales de construcción para Turbinas de Gas. 
Cualquiera que sea el tipo de la turbina de gas, su eficiencia total depende de las eficiencias 
individuales del compresor y la turbina, y de la temperatura máxima de entrada con la cual se 
puede tener funcionamiento continuo. 
Con la tecnología actual, la eficiencia del compresor y la turbina ha llegado alrededor del 90% 
[4], y no se considera probable poder aumentarla. Sin embargo, los aumentos en la temperatura 
máxima de combustión, son algo por completo diferente. Los constantes adelantos en la 
tecnología de materiales han permitido su elevación y la mejora consecuente en la eficiencia de 
las turbinas existentes. 
Para lograr este adelanto, los fabricantes se han enfrentado a los problemas del manejo de altas 
temperaturas, en tres formas básicas. 
La primera es que se han creado y se siguen perfeccionando materiales con alta resistencia a la 
ruptura por fluencia, a temperaturas elevadas. En los componentes rotatorios sometidos a 
CAPITULO I ESTADO DEL ARTE. 
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31 
 
grandes esfuerzos como los álabes y discos de la primera etapa, se utilizan superaleaciones 
basándose en níquel. Para temperaturas todavía más altas, se pueden emplear aleaciones 
basándose en cobalto, pero con menor grado de esfuerzo en las toberas estacionarias de la 
primera etapa. Para los revestimientos de las cámaras de combustión (combustores) y piezas de 
transición se utilizan aleaciones más especializadas. 
Las superaleaciones resistentes a las altas temperaturas, además de alta resistencia física también 
deben tener resistencia a la oxidación, erosión y corrosión. Deben ser adecuadas para darles 
forma con los procesos de manufactura disponibles, tales como colada con revestimiento, forja 
de precisión, laminación, maquinado y soldadura. 
En segundo lugar, con el empleo