Mejores prácticas en la instalación de tuberías

Las soluciones de Armstrong International están diseñadas a la medida para facilitar el mantenimiento, mejorar la fiabilidad y el desempeño, que permiten actualizaciones y cambios más rápidos.

Contacte a Armstrong para beneficiarse de las mejores prácticas para la instalación de tuberías por parte de expertos, diseñadas para satisfacer los requisitos específicos de cada unidad, cada refinería o toda su empresa, en ubicaciones de todo el mundo. Como líderes globales en la optimización de sistemas de vapor y condensado, nuestros especialistas están preparados para ayudarle a resolver los problemas a los que se enfrenta su planta de refinación de hidrocarburos o de procesamiento de sustancias químicas.

Productos de vapor y condensado para la HPI/CPI (Industria de procesos de hidrocarburos/Industria de procesos químicos)

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Puntos de drenaje

Puntos de ubicación de la trampa de vapor: colector principal de vapor

Instalar puntos de drenaje de condensado con trampas de vapor. Vapor saturado: cada 150 a 300 pies (25 a 50 m) Vapor sobrecalentado: cada 300 a 500 pies (50 a 75 m)

Drenaje de la estación de válvulas de vapor

Instalar trampas de vapor antes de las válvulas manuales que normalmente se encuentran cerradas, y antes de las válvulas reductoras de presión y válvulas de control.

Puntos de ubicación de la trampa de vapor: colector principal de vapor

Instalar puntos de drenaje de condensado con trampas de vapor en la parte inferior de cualquier elevación vertical, independientemente de la dirección del flujo de vapor.

Puntos de ubicación de la trampa de vapor: extremo de la línea principal de distribución de vapor/cabezal/línea

La instalación de eliminadores de aire al final de la ubicación principal evitará que el aire quede atrapado en el cabezal de vapor, especialmente durante los períodos de puesta en marcha.

Depósitos colectores de goteo

Trampa por goteo del cabezal de la línea principal de distribución de vapor: saturado (≤ 650 psig/45 barg)

Trampa por goteo del cabezal de la línea principal de distribución de vapor: sobrecalentado (≤ 650 psig y 600 °F/45 barg y 315 °C)

Trampa por goteo del cabezal de la línea principal de distribución de vapor: saturado (650 ≤ 1.800 psig/ 45 ≤ 124 barg)

Trampa por goteo del cabezal de la línea principal de distribución de vapor: sobrecalentado, bloqueo sencillo y purga (650 ≤ 1.245 psig a 900 °F/45 ≤ 86 barg a 482 °C)

Trampa por goteo del cabezal de la línea principal de distribución de vapor: bloqueo doble y purga (650 ≤ 1.245 psig a 900 °F/45 ≤ 86 barg a 482 °C)

Trampa por goteo del cabezal de la línea principal de distribución de vapor: sobrecalentado, bloqueo doble y purga (650 ≤ 1.245 psig a 900 °F/45 ≤ 86 barg a 482 °C)

Calentadores de proceso

Intercambiador horizontal de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado de la carcasa (≤ 650 psig/45 barg) Presión diferencial positiva constante (sin estancamiento)

Intercambiador horizontal de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado de la carcasa (≤ 200 psig/14 barg) Presión diferencial modulada (sin estancamiento): sistema cerrado

Intercambiador horizontal de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado del tubo (≤ 650 psig/45 barg) Presión diferencial positiva constante (sin estancamiento)

Intercambiador horizontal de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado del tubo (≤ 200 psig/14 barg) Presión diferencial modulada (estancamiento): sistema cerrado

Intercambiador vertical de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado del tubo (≤ 650 psig/45 barg) Presión diferencial positiva constante (sin estancamiento)

Intercambiador vertical de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado de la carcasa (≤ 200 psig/14 barg) Presión diferencial modulada (estancamiento): sistema cerrado

Intercambiador vertical de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado del tubo (≤ 650 psig/45 barg) Presión diferencial positiva constante (sin estancamiento)

Intercambiador vertical de calor de tubo y carcasa: vapor saturado en el lado del tubo (≤ 200 psig/14 barg) Presión diferencial modulada (estancamiento): sistema cerrado

Sistemas abiertos

Condensado de varias fuentes: saturado (≤ 150 psig/10 barg) Presión diferencial negativa: sistema abierto

Turbina de vapor condensada: saturado (≤ 150 psig/10 barg) Presión diferencial negativa: sistema cerrado

Turbinas

Saturación de turbina de vapor: de un solo paso Presión diferencial positiva (vapor saturado a ≤ 650 psig/45 bar)

Saturación de turbina de vapor: múltiples fases Presión diferencial positiva (vapor saturado a ≤ 650 psig/45 bar)

Turbina de vapor: de un solo paso Presión diferencial positiva de baja presión (vapor sobrecalentado a ≤ 450 psig/31 bar)

Turbina de vapor: de un solo paso Presión diferencial positiva de alta presión (vapor sobrecalentado a ≤ 1245 psig/86 bar)

Sobrecalentamiento de turbina de vapor: múltiples fases Presión diferencial positiva de baja presión (vapor sobrecalentado a ≤ 450 psig/31 bar)

Turbina de vapor: múltiples fases Alta presión positiva (vapor sobrecalentado a 450 psig ≤ 1245 psig/31 bar ≤ 86 bar)

Destellos

Sistemas de combustión: suministro de vapor único (≤ 200 psig/14 barg) Sistema cerrado

Sistemas de combustión: varios suministros de vapor (≤ 150 psig/10 barg) Sistema abierto

Tanques de almacenamiento

Tipos de radiadores para tanques de almacenamiento

Saturación de tanque de almacenamiento: presión constante de suministro de vapor único (sin estancamiento) (0 ≤ 650 psig/0 ≤ 45 barg)

Saturación de tanque de almacenamiento: presión modulada de suministro de vapor único (estancamiento) (0 ≤ 200 psig/0 ≤ 14 barg)

Saturación de múltiples tanques de almacenamiento: presión constante de suministro de vapor único (≤ 150 psig/10 barg)

Traceado

Sistemas de venas de vapor

Mejores prácticas en el diseño e instalación de tuberías de vapor y condensado para la HPI/CPI (Industria de procesos de hidrocarburos/Industria de procesos químicos)