Compresor no API 618 vs. compresor API 618: ¿cuál se adapta a su servicio?

Por Aurora · Actualizado en noviembre de 2026

La comparación entre un compresor no API 618 y uno API 618 es una decisión de base de diseño para la compresión de gases de proceso. Como muestra la historia de la documentación de diseño API 618, la norma 618 del American Petroleum Institute (6.ª edición, 15 de mayo de 2024) contempla una vida útil de 20 años y 3 años de operación continua. Las máquinas no API se rigen por una especificación alternativa o por una norma del fabricante.

Las propuestas comerciales suelen desdibujar ese límite al cotizar un bastidor de compresor sin más frente a una unidad completa montada sobre patín para refinería. Asegúrese de normalizar ambas ofertas con la misma composición del gas, presión de succión, presión de descarga, botellas de pulsación, servicios de enfriamiento y pruebas en fábrica.

Qué significan realmente API 618 y no API

Un compresor API 618 es un compresor alternativo de velocidad baja a moderada, construido conforme a la norma 618 del American Petroleum Institute (6.ª edición, 15 de mayo de 2024, 189 páginas). Se utiliza en aplicaciones de las industrias petrolera, química y del gas. Una unidad no API es una máquina construida conforme a un código alternativo o a una norma interna de fábrica.

Distinguir estas bases de diseño evita que los equipos de compras traten como intercambiables dos ofertas con alcances desiguales para equipos de compresión. Según la ficha oficial de API Standard 618 en la tienda API, la 6.ª edición reemplaza la 5.ª edición (diciembre de 2007), la 4.ª edición (junio de 1995) y la 3.ª edición (febrero de 1986). El editor define directamente los límites de la máquina en su declaración de alcance:

Esta norma abarca compresores de velocidad baja a media.

Además del bastidor del compresor y el accionamiento, la norma API 618 abarca cilindros lubricados o no lubricados, cuyos pistones alternan para comprimir aire o gas de proceso. Los sistemas de lubricación relacionados, los sistemas de control, la instrumentación, los enfriadores intermedios, los enfriadores posteriores, los dispositivos de supresión de pulsaciones y los equipos auxiliares quedan dentro de los mismos límites normativos.

Una propuesta no API corresponde a una de dos categorías distintas. Primero, la máquina puede regirse por otra norma industrial con nombre, como API Spec 11P, 3.ª edición (agosto de 2025), para compresores alternativos en unidades destinadas a la producción de petróleo y gas aguas arriba. Segundo, el proveedor puede construir la unidad conforme a una especificación interna de fábrica para servicios de gases industriales, gases inertes o servicios auxiliares.

Los ingenieros que revisan especificaciones antiguas también encuentran ISO 13631:2002 en el catálogo de normas ISO. Esa norma de 80 páginas para compresores alternativos montados sobre patín, en unidades con cilindros lubricados, se retiró oficialmente el 27 de octubre de 2026. ISO 13631:2002 excluía los cilindros no lubricados y las unidades de aire de servicios auxiliares con una presión manométrica de descarga igual o inferior a 9 bar.

Aplicar API 618 en su totalidad permite crear un paquete contractual verificado para servicios de gas de proceso. Quienes consultan un análisis general de la industria sobre el sector mundial de compresores alternativos API 618 suelen encontrar afirmaciones sobre el valor de mercado de los compresores alternativos. Los comentarios de inversionistas sobre el mercado de compresores alternativos API 618 no sustituyen una hoja de datos mecánicos.

Diferencias de diseño que modifican una unidad de compresión alternativa

Las diferencias mecánicas entre un compresor alternativo API 618 y una unidad conforme a la norma del fabricante incluyen las revoluciones por unidad de tiempo, la velocidad del pistón, la energía de impacto de las válvulas, las camisas de enfriamiento de los cilindros y los cálculos de supresión de pulsaciones. Estas características mecánicas, entre otros factores, modifican el peso del bastidor, las cargas sobre la cimentación y las dimensiones del patín mucho antes de que el compresor entre en servicio con gas.

A partir de las definiciones de alcance anteriores, el comprador no puede evaluar dos ofertas comparando únicamente la potencia en el eje y la presión de descarga. En un artículo histórico revisado por pares presentado en el 30.º Simposio de Turbomaquinaria de Texas A&M sobre compresores alternativos, el autor George M. Kopscick señala que API 618 apareció por primera vez en abril de 1964. Según se documenta en la Sección 2 de esa norma, los criterios de diseño apuntaban a una vida útil de 20 años y 3 años de operación ininterrumpida.

Ese artículo del simposio de 2001 compara tres clases de velocidad en la industria de compresores alternativos. Los bastidores de baja velocidad para refinería operan entre 200 y 600 rpm; las unidades de velocidad moderada, entre 600 y 1,200 rpm; y las unidades separables de alta velocidad para campos, entre 1,000 y 1,500 rpm. Los límites empíricos iniciales de 1964 fijaban la velocidad media del pistón en 750 ft/min (3.8 m/s) para cilindros lubricados y 700 ft/min (3.6 m/s) para cilindros no lubricados. Los diseños posteriores alcanzaron entre 825 y 875 ft/min (4.2 y 4.4 m/s) con lubricación y hasta 750 ft/min (3.8 m/s) sin lubricación.

Reducir la velocidad de un compresor separable de alta velocidad no lo convierte en una unidad de servicio pesado para refinería. Según explica el análisis de Texas A&M, históricamente las placas metálicas de válvula se limitaban a una velocidad de impacto de 3 m/s (591 ft/min). Las válvulas no metálicas de alta velocidad, que operaban a 10 m/s (1,969 ft/min), duraban cerca de 18 meses. Los diseños API 618 de velocidad moderada reducen la velocidad de impacto de las válvulas a 7 m/s (1,378 ft/min), disminuyen a la mitad la energía de impacto y permiten alcanzar 3 años de operación.

La gestión térmica de los cilindros y la recuperación del desgaste también varían entre las clases de equipos. En los cilindros de proceso enfriados por agua, la temperatura del agua de entrada a la camisa debe mantenerse al menos 10°F (6°C) por encima de la temperatura de entrada del gas para evitar la condensación de líquidos dentro del cilindro. En una comparación de unidades de velocidad moderada de Texas A&M, las camisas reemplazables endurecidas por nitruración iónica hasta 58+ RC permiten que el personal vuelva a poner en servicio un cilindro desgastado en apenas 5 a 7 días (alrededor de 1 semana).

El control acústico y de vibraciones mecánicas es otro límite importante de la unidad. Según las recomendaciones de Southwest Research Institute (SwRI) sobre el análisis de pulsaciones API 618, el Enfoque de diseño 1 se eliminó de API 618, 6.ª edición. Las unidades API 618 nuevas requieren el Enfoque de diseño 2 (análisis acústico de pulsaciones, caída de presión, dimensionamiento de botellas de pulsación y revisión de las restricciones de las tuberías) o el Enfoque de diseño 3 (que añade un análisis por elementos finitos del múltiple del compresor).

Obtenga más información sobre los límites de suministro de equipos auxiliares en nuestra guía sobre el alcance de suministro de una unidad de compresión de gas diseñada a medida. Incluir en una misma hoja los enfriadores, separadores, válvulas de seguridad y paneles de control locales ayuda a que todos los oferentes se ajusten a un único límite mecánico.

Cuándo conviene especificar API 618

Incluya API 618 en el contrato del proyecto si las normas API de refinería lo exigen o si un compresor sin equipo de reserva alimenta una unidad de procesamiento de petróleo o petroquímica que opera de forma continua. Los flujos de gases tóxicos e inflamables también justifican API 618 cuando se requieren el análisis por elementos finitos del sistema conforme al Enfoque de diseño 3 y la trazabilidad completa de los materiales.

Estas diferencias entre unidades se incorporan a una secuencia de calificación antes de que ingeniería emita una solicitud de compra. Para los proyectos, los equipos de aplicaciones pueden usar el siguiente árbol de decisión de selección de normas en 4 pasos para adaptar la norma del equipo al riesgo real de la planta.

Árbol de decisión para seleccionar la norma: calificación en 4 pasos

1. Verifique primero los requisitos contractuales y reglamentarios. Si un documento, como una licencia, una norma de la aseguradora o una norma del propietario, exige API 618 (6.ª edición, 15 de mayo de 2024), asegúrese de incluir esa edición específica en los documentos de licitación.
2. Evalúe el peligro del gas y las condiciones de servicio del proceso. El gas de hidrocarburos ácidos, la recirculación de hidrógeno a alta presión en refinerías y el procesamiento de sustancias químicas tóxicas conllevan una exposición grave a riesgos de seguridad y ambientales. Especifique API 618 con estudios de pulsaciones según el Enfoque de diseño 2 o 3 y los métodos de estudio acústico y mecánico de SwRI.
3. Evalúe la criticidad de la producción y la redundancia de reserva. En un estudio revisado por pares publicado en el International Journal of Rotating Machinery por Kurz, Lubomirsky y Brun (2012), una sola unidad en un programa de 8,760 horas/año, con tres paradas planificadas de 2 días y una interrupción no planificada de 3 días (216 horas en total), alcanza un factor de disponibilidad de 0.975. Dos unidades en operación y una de reserva, con un factor de disponibilidad de 0.970 por unidad, alcanzan un factor de disponibilidad de la estación de 0.9991, lo que permite usar una unidad alternativa calificada cuando los códigos lo permitan.
4. Adapte los servicios de producción aguas arriba o los servicios industriales modulares a alternativas con nombre. Según estudios de recolección en campo, la exploración de gas, la recolección de gas de esquisto y el desarrollo de yacimientos de gas suelen usar unidades de 1,000 a 1,500 rpm con ciclos de mantenimiento del motor de 18 meses. Especifique API Spec 11P (3.ª edición, agosto de 2025) o una especificación documentada del fabricante original para gases de proceso, con etapas de prueba explícitas.

Los ingenieros propietarios de plantas de procesamiento de gas y petroquímicas ahora exigen cada vez más que se presente una lista explícita de desviaciones durante la licitación. Cuando un proveedor propone un compresor conforme a la norma del fabricante para un servicio intermitente o redundante, exija valores nominales documentados de carga de la varilla, certificados de materiales de los cilindros y cálculos de control de pulsaciones.

Confiabilidad y consumo de energía: compare las condiciones de operación

El funcionamiento, el rendimiento y la confiabilidad mecánica del compresor, así como el consumo de energía en el eje, dependen de que se adapten las condiciones de operación, no del valor de placa. Al comparar ofertas API 618 y no API, los ingenieros deben evaluar al mismo tiempo la composición del gas, los rangos de presión de entrada, los modos de control de capacidad con carga parcial, las pérdidas de presión en las botellas de pulsación y las temperaturas de suministro de agua de enfriamiento.

Una vez seleccionada la base de diseño, evalúe el rendimiento y los límites operativos en todos los puntos de carga previsibles. Una comparación de ingeniería del 2 de septiembre de 2025 publicada en POWER Magazine sobre la compresión de gas combustible con API 619, API 618 y API 617 señala que los cabezales de combustible de turbinas de gas requieren una presión de suministro de 200 psig a 900 psig. En ese estudio de generación eléctrica, las unidades rotativas de tornillo API 619 admiten hasta 1,500 psig con una regulación continua sin etapas del 100% al 20%. Una planta de ciclo combinado del ejemplo suministra 2,698 CFM desde una presión de succión de 287.4 psia hasta una presión de descarga de 644 psia mediante un accionamiento de 5,100 hp, mientras que los compresores centrífugos conforme a API 617 evitan la regulación por debajo del 20% al 30% del caudal de diseño debido a la sobrecarga por fluctuación.

Los compresores alternativos para gases de proceso mantienen una alta eficiencia operativa en una amplia gama de relaciones de presión. Sin embargo, la recirculación continua de retorno puede desperdiciar potencia del eje si los controles con carga parcial no se especifican correctamente. Como muestra el estudio de ciclo de vida de la compresión de Kurz, Lubomirsky y Brun (2012), el consumo de energía y los costos de combustible representan más de dos tercios del costo operativo anual en operaciones continuas con gas.

La instrumentación moderna y los sistemas de mantenimiento predictivo ayudan al personal a detectar temprano las fugas de válvulas. La solicitud de patente publicada WO2021003252A1 sobre la supervisión de compresores alternativos describe la instalación de sensores de presión, vibración y temperatura (PVT) en las tapas de válvulas a lo largo de 2, 4 o 6 muñequillas y 4, 8, 12 o 16 válvulas por cilindro. Su pasarela inalámbrica IP67 opera de -40°C a +85°C. Aunque los sistemas de mantenimiento habilitados para el internet de las cosas mejoran la detección de fallas, el hardware de sensores complementa los márgenes mecánicos de API 618, pero no los reemplaza.

Para lograr la compresión más eficiente y el funcionamiento de mayor eficiencia, asegúrese de auditar estas nueve restricciones del sistema tanto en las ofertas API como en las propuestas conforme a la norma del fabricante. Los equipos de alto rendimiento no pueden cumplir las expectativas de confiabilidad y eficiencia si el contrato no contempla el acondicionamiento de la succión y la mejora de los servicios auxiliares de enfriamiento avanzado.

Costo: calcule la prima con el mismo alcance

La evaluación de costos con el mismo alcance mide la diferencia de capital comprobada entre una unidad API 618 y una no API después de añadir los equipos auxiliares, estudios de ingeniería y pruebas presenciadas que falten. Las horas de inactividad que se deben evitar se calculan dividiendo el costo adicional anualizado entre el aporte perdido por la planta por cada hora de parada.

Como los cuellos de botella operativos identificados en la sección anterior repercuten directamente en los costos de mantenimiento y de inactividad, los equipos de finanzas e ingeniería necesitan una visión común del ciclo de vida. Conforme a ISO 15663:2021 sobre costos del ciclo de vida en las industrias del petróleo y el gas natural (Cláusula 3.1.24), el costo del ciclo de vida (LCC) es la suma descontada de los gastos de capital (CAPEX), los gastos operativos (OPEX) y los ingresos perdidos por inactividad (LOSTREV). La Cláusula 3.1.7 define el escalamiento de costos.

En la formulación de costos del ciclo de vida revisada por pares de Kurz, Lubomirsky y Brun (2012), el costo total de capital incluye el costo inicial de los equipos y el costo de instalación en el sitio. El costo inicial de los equipos comprende el bastidor del compresor, el accionamiento, el patín o la cimentación, los filtros, los enfriadores intermedios y posteriores, los instrumentos, las válvulas, las botellas de pulsación y los repuestos iniciales. Si una cotización no API omite botellas de pulsación, estudios de torsión o pruebas presenciadas que la planta debe comprar por separado, agregue esos elementos antes de comparar cifras altas de inversión de capital.

Horas de parada para llegar al punto de equilibrio

Una vez que ambas cotizaciones tengan el mismo alcance de suministro instalado y cumplan todas las reglas de seguridad obligatorias, use la siguiente evaluación de horas de parada de equilibrio para determinar si la unidad más costosa cuesta menos en horas de parada no planificada al evitar tiempos de inactividad:

Considere un cálculo hipotético de evaluación, antes de impuestos y sin descuento, con un costo de capital instalado adicional supuesto (ΔI) de USD 60,000 después de normalizar el alcance. Establezca el plazo de evaluación (N) en 5 años y la diferencia anual supuesta de costos operativos (ΔC_op) en USD 2,000/año. Dividir USD 60,000 entre 5 años equivale a USD 12,000/año; al sumar USD 2,000/año, se obtiene un umbral de costo anual de USD 14,000/año.

En este ejemplo sencillo, con una contribución perdida de USD 1,000/hora, la opción de mayor precio debe evitar 14.0 horas/año de parada no planificada. Con USD 2,000/hora, debe evitar 7.0 horas/año, y con USD 5,000/hora, 2.8 horas/año. El descuento, los impuestos y el valor residual quedan fuera de esta evaluación sencilla; para validar el ahorro real por paradas, se necesitan un diseño mecánico validado y el mantenimiento de la planta.

Hidrógeno: un gas, varias alternativas de diseño aceptables

La compresión de hidrógeno utiliza distintas normas de equipos según se trate de aplicaciones de refinería o de movilidad. Las unidades de recirculación continua de hidrógeno en hidrotratadores de refinería utilizan equipos alternativos API 618, mientras que las estaciones de abastecimiento de hidrógeno, las plantas de gas de purga de electrolizadores y las estaciones de llenado de cilindros utilizan compresores de pistón o de diafragma, de acuerdo con las normas para estaciones y gases industriales.

Al aplicar a la evaluación de costos la misma lógica de alcance y riesgo, queda claro que la identidad del gas y la norma del equipo deben tratarse como decisiones de ingeniería independientes: Descripción general del Departamento de Energía de EE. UU. sobre la compresión de hidrógeno gaseoso En la mayoría de los casos, el hidrógeno se genera a una presión de 20-30 bar. Comprimir hidrógeno de 20 bar (entrada) a 200 bar (salida) da como resultado una relación de compresión de 10. Debido al bajo peso molecular del hidrógeno, los compresores centrífugos deben operar con velocidades periféricas del impulsor tres veces mayores que las de las unidades para gas natural. Por ello, los compresores alternativos de desplazamiento positivo, de pistón y de diafragma, son las tecnologías predominantes para aplicaciones de alta presión.

En una refinería de petróleo o un complejo petroquímico grande, un compresor continuo de reposición o recirculación de hidrógeno forma parte de una planta regida por normas API. Las especificaciones del propietario suelen exigir API 618, con cilindros sin lubricación o aislados mediante una pieza de distancia. En cambio, una estación de despacho de hidrógeno gaseoso debe cumplir ISO 19880-1:2020 para estaciones de abastecimiento de hidrógeno gaseoso (173 páginas, elaborada por el Comité Técnico ISO/TC 197). ISO 19880-1:2020 establece reglas de seguridad y desempeño para la compresión, el almacenamiento en tanques de almacenamiento, el preenfriamiento y el despacho en estaciones, sin exigir una bancada de refinería API 618.

Las tecnologías de compresión alternativas, como las unidades de diafragma o las unidades con pistón accionado hidráulicamente, también requieren una contención estricta de fugas, compatibilidad de materiales frente a la fragilización por hidrógeno y verificación de la purga. Para conocer las configuraciones comerciales de las unidades y sus clases de presión, visite nuestra página principal sobre opciones de compresores de hidrógeno. También puede consultar nuestra comparación de compresión de hidrógeno con pistón y con diafragma para seleccionar el mecanismo de compresión.

Fabricantes de compresores: comparación de opciones API 618 y no API

Los fabricantes de compresores calificados suministran bancadas de refinería API 618, 6.ª edición, unidades de campo API Spec 11P o compresores de gas industrial documentados según la norma del fabricante. Compare a los proveedores según su lista verificada de instalaciones, capacidad para realizar estudios de pulsaciones y disponibilidad de repuestos y servicio posventa para el servicio de gas requerido.

¿Qué fabricantes de compresores debería comparar?

Incluya en la lista de candidatos a fabricantes de compresores que publiquen instalaciones de referencia verificadas para el gas, la presión, el caudal y la norma de diseño específicos de su proyecto. Muchos fabricantes de equipos originales globales y fabricantes especializados de unidades ofrecen tanto bancadas de refinería API 618, 6.ª edición, como compresores alternativos industriales API Spec 11P o de norma de fábrica.

Ya sea que el servicio requiera hidrógeno, gas natural o gas de síntesis, un folleto corporativo nunca demuestra que todos los modelos de un catálogo cumplan con API 618. Tal como se documenta en el registro de normas del Subcomité 11 de API y en la página de publicación de la Norma API 618, API distingue las especificaciones para unidades de producción upstream (API Spec 11P) de las reglas para compresores de proceso de refinería (API 618).

¿Qué fabricante es el mejor para una aplicación API 618?

El mejor fabricante para una aplicación API 618 es un proveedor que tenga unidades de referencia documentadas conforme a API 618, 6.ª edición, capacidad propia para realizar estudios de pulsaciones con el enfoque de diseño 2 o 3 y asistencia local para reacondicionamientos. Seleccione un proveedor de API 618 que pueda especificar con precisión, para el servicio de gas requerido, la clasificación de la bancada, la clase de presión del cilindro y el margen de carga de la biela.

En las licitaciones técnicas de la industria de compresores alternativos, los compradores suelen evaluar a los principales fabricantes junto con fabricantes especializados de unidades a medida. La literatura pública de ingeniería menciona fabricantes de equipos originales con varias líneas de productos, como Burckhardt Compression y Howden, para unidades de gas de proceso. En las licitaciones de proyectos también figuran Kobelco y las antiguas series de compresores alternativos de GE Oil (GE).

Cuando los equipos de compras buscan adquirir equipos en un mercado maduro o en un mercado regional emergente, prestan especial atención a la disponibilidad regional de servicio posventa. Las plantas de Norteamérica y Europa (o de Europa y Norteamérica), Asia y Oriente Medio revisarán cuatro entregables específicos del proyecto:

• Base de diseño por modelo. Confirme si la bancada cotizada corresponde a API 618, 6.ª edición; a una unidad de campo API Spec 11P, 3.ª edición; o a un modelo estándar de fábrica.
• Ingeniería completa de la unidad. Verifique si el proveedor fabrica por cuenta propia los recipientes de pulsación, los intercambiadores de calor intermedios, las piezas de distancia y las soluciones a medida, o si subcontrata el ensamblaje del patín.
• Asistencia y contratos de servicio posventa. Revise las cadenas de suministro y redes de distribución regionales, las piezas disponibles y los tiempos de respuesta del servicio para la ubicación de su planta.
• Trazabilidad de calidad y pruebas. Antes de adjudicar el contrato, audite una muestra de los planes de inspección y pruebas (ITP), los certificados de pruebas de materiales y el procedimiento de pruebas de aceptación en fábrica (FAT).

Para conocer más perfiles de proveedores de infraestructura de gas en todo el mundo, consulte nuestro directorio de fabricantes de compresores alternativos. Anhui PanGeng Gas Compressor Co., Ltd. (PanGeng) fabrica unidades a medida para nitrógeno, hidrógeno, compresión elevadora de presión y gases industriales. Envíe su hoja de datos de servicio para que el equipo de ingeniería detalle las prestaciones de nuestros compresores según sus especificaciones.

Qué cambia para las compras con la edición más reciente de API 618

En las solicitudes de cotización para compresores API 618 nuevos, debe especificarse la Norma API 618, 6.ª edición (15 de mayo de 2024), en lugar de omitir la fecha o reproducir el texto estándar de la 5.ª edición (diciembre de 2007). Utilice la edición vigente para estandarizar las cotizaciones de los proveedores en cuanto al análisis de pulsaciones, los auxiliares y el contenido de las hojas de datos.

Una vez identificado un grupo de proveedores confiables, el área de compras debe obtener la revisión exacta del documento vigente al momento de solicitar una cotización (RFQ). Los ingenieros que buscan un PDF de API 618 o un PDF de la última edición de API 618 suelen encontrar documentos técnicos desactualizados. Comparar un PDF de la 6.ª edición de API 618 con un PDF anterior de la 5.ª edición de API 618 permite identificar cambios importantes en los estudios de pulsación.

¿Cuál es la edición más reciente de API 618?

La edición más reciente de API 618 es la 6.ª edición, publicada el 15 de mayo de 2024 por el American Petroleum Institute como una norma de 189 páginas. Reemplaza la 5.ª edición, publicada en diciembre de 2007, y sigue siendo la especificación normativa vigente para compresores alternativos de proceso en servicios petroleros, químicos y de gas.

Los avances recientes en las normas para compresores también han influido en la forma en que los compradores especifican alternativas no API. Los resúmenes comerciales suelen abordar la expansión, el crecimiento, el interés, la demanda, las tendencias y la dinámica del mercado. Otros informes de analistas desglosan los proyectos por sectores, segmentos, potencial y oportunidades de mercado, así como por expansión geográfica. En lugar de basarse en los textos habituales de pronóstico, los equipos de compras deberían dar seguimiento a cuatro ediciones normativas concretas verificadas en catálogos oficiales:

Si su equipo de proyecto está listo para auditar las excepciones de los proveedores cláusula por cláusula, hemos creado nuestra lista de verificación de cumplimiento para licitaciones API 618: hojas de datos, estudios de pulsaciones y puntos de espera de inspección antes de adjudicar la orden de compra.

Preguntas frecuentes

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