NaturaGas
EPA POLLUTION PREVENTER
Lecciones
Aprendidas
De los participantes de Natural Gas STAR
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INSPECCION Y MANTENIMIENTO CONTROLADOS DE
LAS ESTACIONES DE COMPRESORES
(Directed Inspection and Maintenance at Compressor Stations)
Resumen gerencial
La red de transmision de gas natural de Estados Unidos contiene de mas de 279,000 millas de tuberias. A lo largo de
la red, las estaciones de compresores son una de las fuentes mas grandes de emisiones escondidas, que producen
aproximadamente 50.7 mil millones de pies cubicos (Bel) de emisiones de metano anualmente de los compresores con
fugas y otros componentes de equipo como valvulas, bridas, conexiones y lineas con extremes abiertos. Los datos
recaudados de los participantes de Natural Gas STAR demuestran que el 95 por ciento de estas emisiones de metano son
de 20 por ciento de componentes con fugas en las estaciones de compresores.
Una manera segura y comprobada de detectar, medir, dar prioridad y reparar las fugas del equipo para reducir las emisiones
de metano es implementando un programa de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M, por sus siglas en ingles).
El programa DI&M comienza con una inspeccion basica para identificar y cuantificar las fugas. Las reparaciones rentables
se realizan a los componentes con fugas. Las inspecciones subsiguientes se basan en los datos de las inspecciones
anteriores, lo que permite al operador concentrarse en los componentes que son mas dados a tener fugas y que es mas
rentable reparar. Las inspecciones basicas de las estaciones de compresores de transmision de los participantes de Natural
Gas STAR descubrieron que la mayoria de las emisiones escondidas de metano son de un numero relativamente pequeno
de componentes con fugas.
Los participantes de transmision de Natural Gas STAR han reportado ahorros y reducciones de emisiones de metano significa-
tivos al establecer un programa de inspeccion y mantenimiento controlados. Un estudio de 1999 que se concentre en
13 estaciones de compresores demostro que el valor promedio del gas que podia ahorrarse al establecer un programa
DI&M en una estacion de compresores era $88,239 al ano, con un costo promedio de $26,248 por estacion.
Fuente
de fugas
Componentes de
las estaciones de
compresores
Ahorros
promedio
potenciales de
gas (Mcf/ano)
29,41 3 por
estacion de
compresores
Metodo para la
reduction de
emisiones
Identificar y medir
las fugas. Realizar
las reparaciones
rentables.
Valor del
ahorro de gas
($/ano)1
$88,239 por
estacion de
compresores
Costo promedio
de imple-
mentation2
$26,248 por
estacion de
compresores
Ahorros
promedio
potenciales
el primer ano
$61,991 por
estacion de
compresores
'Valor del gas a $3.00 por Mcf. 2Costo total para la inspeccion basica inicial y las reparaciones de las fugas.
Esta publicacion es una de la serie de resumenes de Lecciones Aprendidas preparados por EPA en colaboracion con la industria
de gas natural que tratan acerca de las aplicaciones superiores del Programa de Mejores Practicas Administrativas (BMP, por
sus siglas en ingles) de Natural Gas STAR y Oportunidades Identificadas por los Participantes (PRO, por sus siglas en ingles).
-------
Las estaciones de compresores de transmision incrementan la presion en varies
puntos a lo largo de las tuberias de transmision de gas natural para superar las
perdidas de presion que ocurren a lo largo de la extensa distancia de la tuberia. Las
mas de 279,000 millas de tuberias de transmision de gas natural estan reforzadas
por aproximadamente 1,790 estaciones de compresores. La mayoria de las
estaciones de compresores estan equipadas con compresores de piston de gas
o compresores centrifuges (turbinas). Estos compresores y los componentes
relacionados, como las tuberias y las valvulas, estan sujetos a esfuerzos
importantes mecanicos y termicos, y por lo tanto son propensos a tener fugas.
El programa DI&M en las estaciones de compresores pueden reducir las emisiones
de metano y rendir ahorros importantes al localizar los componentes con fugas y
concentrarse en el esfuerzo de mantenimiento de las fugas mas grandes que es
rentable que se reparen. Las inspecciones subsiguientes de emisiones se dirigen
hacia los componentes del lugar que son mas dados a tener fugas, asi como
mas economicos de encontrar y reparar.
Los programas DI&M comienzan con una inspeccion basica global de todos
los componentes del equipo en las estaciones de compresores del sistema de
transmision. Los operadores primero identifican los componentes con fugas y
despues miden la tasa de emision de cada fuga. Se evalua el costo de reparacion
de cada fuga con respecto a los ahorros esperados de gas y otros criterios
economicos como el plazo de recuperacion de la inversion. Los resultados
iniciales de la inspeccion de fugas y las reparaciones de equipo despues se
usan para controlar los esfuerzos de inspeccion y mantenimiento subsiguientes.
Tecnicas de deteccion de fugas
La deteccion de fugas en un programa DI&M puede incluir una inspeccion basica
global de todos los componentes, o puede concentrarse solamente en los
componentes que son dados a tener fugas importantes. Pueden usarse varias
tecnicas de deteccion de fugas:
* La deteccion con burbujas de jabon es un metodo rapido, facil y economico
para detectar fugas. Con esta tecnica se rocia una solucion jabonosa en
componentes pequenos, accesibles como las conexiones roscadas. El jabon
es eficaz para ubicar los accesorios y las conexiones flops, los cuales pueden
apretarse de inmediato para reparar la fuga, y para una revision rapida de la
firmeza de la reparacion. Los operadores pueden explorar aproximadamente
100 componentes por hora con el jabon.
* La deteccion electronica se realiza usando unos pequenos detectores de
mano o dispositivos "de olfateo" que son otra manera rapida y comoda
de detectar las fugas accesibles. Los detectores electronicos de gas estan
equipados con sensores de oxidacion catalitica y conductividad termica
disenados para detectar la presencia de gases especificos. Los detectores
electronicos de gas pueden usarse en aberturas grandes que no pueden
-------
explorarse con jabon. La exploracion electronica no es tan rapida como la
de jabon (se pueden explorar un promedio de 50 componentes por hora), y
la identificacion de las goteras puede ser dificil en areas con concentraciones
altas en el medio ambiente de gases de hidrocarburo.
Los analizadores de vapor organico (OVA) y los analizadores de vapor
toxico (TVA) son detectores portables de hidrocarburo que pueden usarse
tambien para identificar fugas. Un analizador OVA es un detector de ioniza-
cion de llama (FID), el cual mide la concentracion de los vapores organicos
sobre una gama de 9 a 10,000 partes por millon (ppm). Los analizadores
TVA combinan ambos analizadores, el FID y el detector de fotoionizacion
(PID) y pueden medir los vapores organicos a concentraciones superiores
a 10,000 ppm. Los analizadores TVA y OVA miden las concentraciones
de metano en el area que rodea una fuga.
La deteccion acustica de fugas usa dispositivos portables acusticos de
exploracion disenados para detectar la serial acustica que ocurre cuando
escapan gases presurizados a traves de un orificio. Un gas se mueve de
un ambiente de alta presion a uno de baja presion a traves de la abertura
de la fuga, el flujo de torbellino produce una serial acustica, la cual detecta
el sensor o la sonda manual, y la lee como incrementos de intensidad en
el medidor. Aunque los detectores acusticos no miden las tasas de fuga,
si ofrecen una indicacion relativa del tamafio de la fuga; una serial de alta
intensidad o "fuerte" corresponde a una tasa mas alta de fuga. Los
dispositivos acusticos de exploracion estan disenados para detectar
sefiales de frecuencias altas o frecuencias bajas.
La deteccion acustica de alta frecuencia se aplica mejor en entornos ruidosos
en donde los componentes con fugas estan accesibles al sensor de mano.
Como se muestra en el Cuadro 1, el sensor acustico se coloca directamente
en el orificio del equipo para
detectar la serial. Alternativa-
mente, la deteccion ultrasonics
de fugas es un metodo acustico
de exploracion que detecta las
sefiales ultrasonicas en el aire
en una gama de frecuencia
de 20 kHz a 100 kHz. Los
detectores ultrasonicos estan
equipados con una sonda o
escaneador acustico que se
orienta hacia la fuente potencial
de fuga desde una distancia
de hasta 100 pies. Las fugas
se identifican escuchando
un aumento de intensidad de
sonido a traves de audifonos.
Los detectores ultrasonicos
Cuadro 1: Deteccion acustica de fugas
-------
pueden ser sensibles al ruido del entorno, aunque la mayoria de los detectores
generalmente ofrecen una sintonizacion de frecuencia para que pueda
colocarse la sonda a una fuga especifica en un entorno de mucho ruido.
Tecnicas de medicion de fugas
Un componente importante de un programa DI&M es la medicion de la tasa de
emisiones en masa o volumen de fuga de las fugas identificadas, de manera que
se asigne personal y recursos solamente a las fugas importantes que sea rentable
reparar. Pueden usarse cuatro tecnicas de medicion de fugas:
* Analizadores de vapor toxico (TVA): pueden usarse para calcular la tasa
de fuga en masa. La concentracion medida de TVA en ppm se convierte
a una tasa de emisiones en masa usando una ecuacion de correlacion. Un
problema importante con los analizadores de vapor toxico para la medicion
de fugas de metano es que las ecuaciones de correlacion generalmente
no son especificas a un lugar. Las tasas de fugas en masa que se predicen
mediante las ecuaciones de correlacion de TVA han demostrado que se
desvian de las tasas de fugas reales hasta por tres a cuatro ordenes de
magnitud. De igual manera, un estudio realizado en colaboracion por los
participantes de Natural Gas STAR, EPA, Gas Research Institute (GRI-
actualmente GTI, Gas Technology Institute) y American Gas Association (AGA)
ha descubierto que los umbrales de concentracion de los analizadores de
vapores toxicos, o valvulas de "cierre", como de 10,000 ppm o 100,000 ppm,
no son eficaces para determinar que fugas de metano en las estaciones de
compresores es rentable que se reparen. Debido a que el uso de ecuaciones
de correlacion general de los analizadores de vapores toxicos puede aumentar
la imprecision de la medicion, sera mas eficaz que se desarrollen y usen
correlaciones especificas al lugar para determinar las tasas reales de fuga.
* Tecnicas de embolsado: son usadas comunmente para medir las emisiones
en masa de las fugas de equipo. El componente de fugado o abertura de la
fuga se encierra en una "bolsa" o tienda. Un gas portador inerte como el
nitrogeno se transporta a traves de la bolsa a una tasa de flujo conocida.
Una vez que el gas portador entra en equilibrio, la muestra de gas se recoge
de la bolsa y la concentracion de metano de la muestra se mide. La tasa
de emisiones en masa se calcula de la concentracion de metano medida
de la muestra de la bolsa y la tasa del flujo del gas portador. El proceso de
medicion de la tasa de fuga usando las tecnicas de embolsado es bastante
precisa (dentro de ± 10 a 15 por ciento), pero lenta (solo dos o tres muestras
por hora). Aunque las tecnicas de embolsado son utiles para la medicion
directa de fugas grandes, podria no ser posible realizar el embolsado en
los componentes de equipo demasiado grandes, inaccesibles y con forma
poco usual.
* Muestras de alto volumen: capturan todas las emisiones de los componentes
con fugas para cuantificar con precision las tasas de emision de fuga. El
Cuadro 2 muestra la medicion de fugas usando un muestreador de alto
-------
Cuadro 2: Medicion de f ugas usando
un muestreador de alto volumen
Fuente: Oil & Gas Journal, 21 de mayo de 2001
volumen. Se succionan al instru-
mento las emisiones de fuga,
mas una muestra de gran volumen
del aire que rodea el componente
con fuga, a traves de la manguera
de absorcion de muestreo. Los
muestreadores de alto volumen
estan equipados con detectores
dobles de hidrocarburos que
miden la concentracion de gas
de hidrocarburo en la muestra
capturada, asi como la concentra-
cion de gas de hidrocarburo del
entorno. Las mediciones de las
muestras se corrigen con relacion a la concentracion del hidrocarburo del
entorno, y la tasa de fuga en masa se calcula multiplicando la tasa de flujo de
la muestra medida por la diferencia entre la concentracion del gas del entorno
y la concentracion del gas de la muestra medida. Las emisiones de metano
se obtienen al calibrar los detectores de hidrocarburo para una gama de
concentraciones de metano en el aire.
Los muestreadores de alto volumen estan equipados con aditamentos
especiales disenados para garantizar la captura completa de las emisiones
y prevenir la interferencia con otras fuentes de emision cercanas. Los
muestreadores de alto volumen miden las tasas de fuga de hasta 8 pies
cubicos estandar por minuto (scfm), una tasa equivalente a 11.5 mil pies
cubicos al dia (Mcfd). Las tasas de fugas mayores a 8 scfm deben medirse
usando tecnicas de embolsado o medidores de flujo. Dos operadores pueden
medir treinta componentes por hora usando un muestreador de alto volumen,
en comparacion con dos o tres mediciones por hora usando las tecnicas de
embolsado.
* Los rotametros y otros medidores de flujo se usan para medir fugas
sumamente grandes que anegarian otros instrumentos. Los medidores de
flujo generalmente canalizan el flujo de gas de una fuente de fuga a traves
de un tubo calibrado. El flujo levanta un "flotador" dentro del tubo, indicando
la tasa de fuga. Debido a que los rotametros son voluminosos, estos
instrumentos funcionan mejor en lineas de extremo abierto y componentes
similares, en donde el flujo entero puede canalizarse a traves del medidor.
Los rotametros y otros dispositivos de medicion de flujo pueden complementar
las mediciones hechas usando muestreadores de alto volumen o embolsado.
El Cuatro 3 resume la aplicacion y el uso, la eficacia y el costo aproximado de
la exploracion de fugas y las tecnicas de medicion descritas anteriormente.
-------
Cuadro 3: Tecnicas de exploracion y medicion
Instrumento/Tecnica
Solucion jabonosa
Detectores
electronicos de gas
Detectores acusticos/
Detectores ultrasonicos
TVA (detector de
ionizacion de llama)
Embolsado
Muestreador de
alto volumen
Rotametro
Aplicacion y uso
Fuentes de puntos
pequenos, como
conectores.
Bridas, ventilas, huecos
grandes y Ifneas de
extreme abierto.
Todos los componentes.
Fugas mas grandes,
gas presurizado
y componentes.
Todos los componentes.
Componentes
mas accesibles.
Componentes mas
accesibles (tasa de
fuga<11.5Mcfd).
Fugas demasiado grandes.
Eficacia
Solamente
exploracion.
Solamente
exploracion.
Solamente
exploracion.
Es mejor para
exploracion sola
mente. La medicion
requiere correla-
ciones del tamano
defuga del lugar
especificamente.
Medicion
solamente.
Lleva demasiado
tiempo.
Exploracion y
medicion.
Medicion
solamente.
Costo aproximado
de capital
$100-$500
(depende del costo
de las instalaciones)
Menos de $1,000
$1,000-$20,000
(depende de la
sensibilidad, el tamano,
el equipo relacionado
inaccesible de los
instrumentos)
Menos de $1 0,000
(depende de la
sensibilidad o tamano
del instrumento)
Menos de $1 0,000
(depende del costo
de analisis de las
muestras)
> $10,000
Menos de $1,000
-------
El programa de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M) se establece en
cuatro pasos: (1) llevar a cabo una inspeccion basica; (2) registrar los resultados
e identificar a los candidates que son rentables para reparar; (3) analizar los datos,
hacer las reparaciones y calcular los ahorros de metano; y (4) preparar un plan
para las inspecciones futuras y vigilancia de seguimiento del equipo con
tendencias a tener fugas.
Paso 1: Llevar a cabo una inspeccion basica. El programa DI&M por lo general
comienza con una exploracion basica para identificar los componentes que tienen
fugas. Cuando se localizan los componentes con fugas, se obtienen mediciones
precisas de la tasa de fuga usando tecnicas de embolsado, un muestreador de
alto volumen o analizadores de vapor toxico (TVA) que tienen correlaciones de
concentracion del lugar especificamente. Los participantes han descubierto que
la medicion de fugas con un
Pasos para tomar la decision de
realizar el programa de inspeccion
y mantenimiento controlados
1. Llevar a cabo una inspeccion basica.
2. Registrar los resultados e identificar
los candidates para reparacion.
3. Analizar los datos y calcular los ahorros.
4. Preparar un plan para las siguientes
inspecciones y mantenimientos
controlados.
muestrador de alto volumen
es economica, rapida y precisa.
El costo de la inspeccion
basica para descubrir y medir
las fugas en las 13 estaciones
de compresores incluidos en el
estudio EPA/GRI/PRCI de 1999
fue aproximadamente de $6,900
por estacion de compresores o
como $2.55 por componente.
La inspeccion basica que se
concentra solamente en la
exploracion de fugas es bastante mas economica. Sin embargo, la exploracion
de fugas por si sola no ofrece la informacion necesaria para tomar las decisiones
sobre reparaciones rentables. Los participantes han descubierto que las inspecciones
de seguimiento de los programas continuados de inspeccion y mantenimiento
controlados cuestan 25 por ciento a 40 por ciento menos que las inspecciones
iniciales debido a que las inspecciones subsiguientes se concentran solamente en
los componentes que tienden a tener fugas y que son economicos de reparar. Para
algunos componentes de equipo, la exploracion y medicion de fugas puede lograrse
con mas eficiencia durante el programa programado regularmente de la inspeccion
de inspeccion y mantenimiento controlados. Para otros componentes, la exploracion
de fugas sencilla y rapida puede realizarse durante los procedimientos de operacion
y mantenimiento en curso. Algunos operadores capacitan al personal de manteni-
miento para realizar las inspecciones de fugas, otros contratan consultores
externos para realizar la inspeccion basica.
Paso 2: Registrar los resultados e identificar los candidates para reparacion.
Las mediciones de fuga recolectadas en el Paso 1 deben evaluarse para determinar
los componentes con fugas que sea rentable reparar. Las fugas se colocan en orden
de prioridad comparando el valor del gas natural perdido con el costo calculado
para piezas, mano de obra y equipo paralizados para reparar la fuga. Algunas
fugas pueden repararse en el acto con simplemente apretar la conexion. Otras
reparaciones son mas complicadas y requieren la paralizacion de equipo o piezas
nuevas. Para estas reparaciones, los operadores pueden elegirsujetar marcas de
identificacion, para que las fugas se reparen si el costo justifica la reparacion. Los
-------
costos de reparacion en los componentes como valvulas, bridas, conexiones y lineas
de extreme abierto probablemente se determinaran por el tamano del componente,
las reparaciones a los componentes grandes que cuesten mas que las reparaciones
a componentes pequenos. Algunas fugas grandes pueden descubrirse en el equipo
programado normalmente para recibir mantenimiento de rutina en cuyo caso el
horario de mantenimiento puede adelantarse para reparar la fuga sin costos
adicionales.
Conforme se descubren y miden las fugas, los operadores deben registrar los datos
basicos de la fuga de manera que las inspecciones futuras puedan concentrarse
en los componentes con fugas mas significativas. Los resultados de la inspeccion
del programa DI&M pueden vigilarse usando cualquier metodo o formato que sea
conveniente. La informacion que los operadores pueden elegir recolectar incluye:
* Un identificador para cada componente con fugas.
* El tipo del componente (por ejemplo, valvula de purga de la linea de
extremo abierto (OEL).
* La tasa de fuga medida.
* Los datos de la inspeccion.
* La perdida anual de gas calculada.
* El costo de reparacion calculado.
Esta informacion dirigira inspecciones de emisiones mas adelante, establecera
prioridades en reparaciones futuras y registrara los ahorros de metano y la
rentabilidad del programa de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M).
El entendimiento de las emisiones escondidas de metano de equipo con fugas
de las estaciones de compresores ha evolucionado desde mediados de los afios
90 a causa de una serie de estudios de campo patrocinados por EPA, GRI y el
Pipeline Research Committee International (PRCI) de AGA. Un estudio publicado
en 1996 informo sobre los factores de emision de las mediciones de emisiones de
seis estaciones de compresores en 1994. Una extension de este estudio publicado
por Indaco Air Quality Services en 1995, informo los resultados de las inspecciones
de emision de 27,212 componentes de 17 estaciones de compresores. El tercer
estudio publicado en 1999 por EPA, GRI y PRCI es el mas completo hasta la fecha,
y estudio las emisiones escondidas de 34,400 componentes en 13 estaciones de
compresores.
Las estaciones de compresores que se analizaron en el estudio de EPA/GRI/PRCI
en 1999 varian en tamano desde estaciones con 15 compresores de piston hasta
estaciones con solo dos compresores de piston. Tres de las estaciones de compre-
sores estudiadas contenian compresores centrifuges (turbinas) cada una, y sin
compresores de piston. Dos estaciones contenian tanto compresores de piston
como turbinas. Las estaciones de compresores equipadas con compresores de
piston contienen un promedio de siete compresores de piston por cada estacion.
Las estaciones de compresores con turbinas contienen un promedio de dos
-------
turbinas por estacion. Los compresores usualmente se instalan paralelos de manera
que los compresores individuals puedan estar conectados o desconectados de
la linea segun sea necesario, y cada compresor puede aislarse y despresurizarse
segun se necesite para darle mantenimiento. La presion de entrada a las estaciones
de compresores generalmente fluctua de 500 psig a 700 psig, mientras que la
presion de salida fluctua de 700 psig a 1,000 psig.
En promedio, el numero de componentes estudiados en cada estacion de
compresores fue 2,707 y el 5 por ciento de estos componentes tuvieron fugas.
Las tasas totales de fuga en las 13 estaciones de componentes fluctuaron de 385
Mcf al afio a 200,000 Mcf por afio. La tasa promedio total de fugas por estacion fue
41,000 Mcf al afio. El 10 por ciento de las fugas mas grandes resultaron contribuir
con mas del 90 por ciento de las emisiones. El Cuadro 4 resume los factores de
las emisiones promedio de los componentes de estacion de compresores.
En el lugar con emisiones de 200,000 Mcf al afio, una sola fuente contribuyo
con 142,000 Mcf de las emisiones. Era una ventila del sistema de gas que se
usaba para controlar los descargadores de compresion. Esta no fue una fuente
significativa de emisiones de gas en otros lugares. La estacion de compresores con
las emisiones insolitas por otra parte era bastante promedio, con solo siete compre-
sores de piston. La experiencia de esta estacion pone en relieve el valor de los
programas de inspeccion y mantenimiento controlados para la deteccion de fugas
de gas enormes y costosas en las estaciones de compresores de todos tamafios.
El Cuadro 5 ilustra los costos promedio de reparacion de fugas de las 13 estaciones
de compresores que se incluyeron en el estudio de EPA/GRI/PRCI de 1999. Los
costos de reparacion incluyen el costo de mano de obra completo asi como
las piezas y los materiales.
-------
Cuadro 4: Factores promedio de emisiones escondidas para las fugas de equipo
de los componentes de las estaciones de compresores
COMPONENTES BAJO PRESION DE LA TUBERfA PRINCIPAL
Description del
componente
Valvula de globo/Llave de macho
Valvula de purga
Union del cilindro del compresor
Sello de empacado - funcionando
Sello de empacado - en reposo
Valvula del compresor
Valvula de control
Brida
Valvula de compuerta
Valvula del cargador
Linea de extremo abierto (DEL)
Valvula de alivio de presion (PRV)
Regulador
Ventila de arranque de gas
Conector - roscado
Sello centrifuge -seco
Sello centrifuge - mojado
Valvula de la unidad3
COMPRESOR ENCENDIDO
Factor de emisiones
de gas natural2
(Mcf/afio/
componente)
0.64 (±1.04)
9.9 (±11.1)
865 (± 247)
1,266 (±552)
4.1 (± 3.8)
0.81 (± 0.89)
17.2 (±5.6)
—
0.74 (± 0.46)
—
Numero total de
componentes
medidos
189
148
178
42
2,324
—
864
—
940
—
—
1,625
—
COMPRESOR APAGADO
Factor de emisiones
de gas natural2
(Mcf/afio/
componente)
5.33 (±3.71)
207.5 (±171 .4)
—
—
4.26 (±7.13)
0.32 (±0.21)
0.61 (±0.43)
81 .8 (±79.6)
57.5 (±63.2)
0.2 (± 0.2)
40.8 (± 43.3)
0.6 (± 0.3)
62.7 (± 66.3)
278
3,566
Numero total de
componentes
medidos
2,406
57
—
—
33
2,727
1,476
168
117
171
5
10,338
14
2
12
COMPONENTES BAJO PRESION DEL GAS COMBUSTIBLE4
Valvula de globo/Llave de macho
Valvula de control
Brida
Valvula del combustible
Valvula de compuerta
Linea de extremo abierto
Ventila neumatica
Regulador
Conector - roscado
COMPRESOR ENCENDIDO
0.1 (±0.1)
—
27.6 (±13.5)
—
—
1.21 (±1.66)
414
—
479
—
—
2,511
COMPRESOR APAGADO
0.51 (± 0.37)
2.46 (± 3.89)
0.2 (± 0.2)
0.43 (± 0.36)
2.53 (±2.1 9)
76.6 (±11 8.1)
4.03 (± 3.98)
0.32 (±0.16)
654
69
1,650
640
42
14
103
3,654
10
1 La presion de la tuberfa principal fluctua de 500 psig a 1,000 psig.
2Los factores de emision con 95% de intervalos de confianza relacionados.
3La fuga de la valvula de la unidad se mide en compresores despresurizados. La mayorfa de los compresores estudiados permanecieron presurizados
cuando se desconectaban de la Ifnea.
4La presion del gas combustible generalmente es 70 psig a 100 psig. Los componentes del compresor estan localizados encima de los pistones en los
compresores de piston y estan sujetos a vibraciones y calor intensos. Estos componentes solamente tienen fugas cuando el compresor esta funcionando.
Fuente: Indaco Air Quality Services, Inc., 1999, Cost Effective Leak Mitigation at Natural Gas Transmission Compressor Stations, Informe No. PRC-10 246-9526.
-------
Cuadro 5: Costo promedio de reparation y plazo de recuperation de la
inversion en las fugas de equipo de las estaciones de compresores
Description
del componente
Valvulas de globo-1"
Tapon macho en la valvula
Purga del compresor
Purga del compresor
Tapa de la valvula del compresor
Brida - 30"
Brida - 6"
Valvula de combustible
Valvula de compuerta
Puerto de grasa
Extreme de la cabeza del compresor
Brida de la valvula de cargado
Vastago de la valvula de cargado
Valvula de aguja
Linea de extremo abierto en la valvula
Puerta receptora del lingote
Accesorio roscado de tuberia
Valvulas con tapon
Valvula de alivio de presion - 1"
Brida PRV
Empacado de varilla
Empacado de varilla
Empacado de varilla
Purga de la estacion
Tuberia
Union
Valvula de la unidad
Valvula de la unidad -10"
Tipo de
reparation
Reemplazo
Anadir cinta de teflon & apretar
Reemplazo
Reconstruccion
Reemplazo del empaque
Cambio de empaque
Cambio de empaque
Reemplazo
Reempacado de teflon
Reemplazo
Quitar y cambiar los empaques
Reemplazo del empaque
Reconstruccion
Reemplazo
Grasa
Apretarse
Anadir cinta de teflon y apretar
Grasa
Reemplazo
Apretarse
Cambiar los anillos de empacado
sin sacar las varillas
Quitar la caja de empacado y
las varillas para cambiar los anillos,
volver a empacar la caja
Quitar la caja de empacado y
las varillas para cambiar los anillos,
volver a empacar la caja & colocar la varilla
Invertir el tapon
Apretarse
Apretarse
Limpiar e inyectar sellador
Reemplazo
Costo
promedio
$120
$15
$600
$200
$60
$1,250
$300
$200
$40
$80
$450
$80
$300
$100
$45
$120
$30
$40
$1,000
$40
$750
$ 2,600
$ 5,600
$720
$10
$10
$70
$2,960
Fuente: \ndamAirQualityServices, Inc., 1999, Cost Effective Leak Mitigation at Natural Gas Transmission Compressor
Stations, Report No. PRC-246-9526.
11
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Paso 3: Analisis de datos y calculo de ahorros. Las reparaciones rentables
son una parte vital del exito de los programas DI&M porque los mayores ahorros
se logran al seleccionar las fugas que sea rentable reparar. En todos los casos,
el valor del gas ahorrado debe exceder el costo de encontrar y reparar la fuga.
Los participates han encontrado que una manera eficaz de analizar los resultados
de la inspeccion basica es creando una tabla que indique todas las fugas, con el
costo de reparacion, los ahorros de gas calculados y la expectativa de duracion de
la reparacion. Usando esta informacion, el criterio economico como el valor neto
presente o el plazo de recuperacion de la inversion puede calcularse con facilidad
en cada reparacion de fuga. Los participates despues pueden decidir que
componentes con fugas es economico reparar.
El Cuadro 6 muestra los ahorros totales potenciales en las 13 estaciones de
compresores que se incluyeron en el estudio de EPA/GRI/PRCI de 1999, basandose
en arreglar solamente las fugas con un plazo de recuperacion de inversion menor a
un ano. La duracion de la reparacion se supone que sea de dos anos. En la mayoria
de los lugares el gasto inicial de la inspeccion basica y los costos de reparacion se
recuperaron rapidamente con los ahorros de gas. En dos lugares, (la estacion 11
y la 12) la inspeccion basica y los costos de reparacion nunca se recuperaron en
el periodo de dos anos porque la fuga total en estas estaciones de compresores
era baja.
Este ejemplo ilustra que la inspeccion basica global del programa de inspeccion y
mantenimiento controlados, la cual incluye todas las estaciones de compresores
de transmision de un participante, puede descubrir unas cuantas estaciones individ-
uales en donde la inspeccion basica del programa DI&M puede no ser rentable. Si el
programa DI&M es rentable para el sistema de transmision como un todo, la
informacion que se obtiene de las pocas estaciones no rentables seguira siendo
util. Por lo menos, las estaciones de compresores que no son rentables para
participar en el programa DI&M se identifican y controlan por separado en las
inspecciones futuras. Dichas estaciones pueden excluirse de las inspecciones
DI&M futuras, pueden estudiarse menos frecuentemente o explorarse con
tecnicas mas concentradas y economicas para reducir los costos.
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Paso 4: Desarrollo de un plan para los programas de inspeccion y manteni-
miento controlados (DI&M) futures. El ultimo paso del programa DI&M es
desarrollar un plan de inspeccion que use los resultados de la inspeccion inicial
basica para dirigir las practicas de inspeccion y mantenimiento futures. El programa
DI&M debe adaptarse a las necesidades y practicas de mantenimiento existentes
de las instalaciones. Un plan eficaz de inspeccion de un programa DI&M debe
incluir los siguientes elementos:
* Una lista de los componentes a explorarse y probarse, asi como los
componentes de equipo que se excluiran de la inspeccion.
* Las herramientas de exploracion y medicion de fugas y los procedimientos
para la recoleccion, el registro y la evaluacion de los datos del programa
DI&M.
* Un programa para la exploracion y la medicion de fugas.
* Directrices economicas para la reparacion de fugas.
* Los resultados y los analisis de las inspecciones y los mantenimientos
anteriores, los cuales dirigiran la siguiente DI&M.
Los operadores deben preparar un programa DI&M que logre los ahorros maximos
y rentables de metano pero a la vez se ajuste a las caracteristicas de la instalacion
(por ejemplo, la edad de los compresores, el numero y tamano de los compresores
de piston y centrifuges en servicio, la presion de la linea y la presion del gas
combustible). Algunos participates programan las DI&M de acuerdo con la vida
calculada de las reparaciones hechas durante la inspeccion previa. Otros participates
basan la frecuencia de las inspecciones siguientes en los ciclos de mantenimiento
o la disponibilidad de los recursos. Ya que los programas DI&M son flexibles, si
las inspecciones subsiguientes muestran numerosas fugas grandes o recurrentes,
el operador puede aumentar la frecuencia de las inspecciones de seguimiento
de DI&M. La inspeccion de seguimiento puede concentrarse en los componentes
reparados durante las inspecciones anteriores, o en las clases de los componentes
identificados como los mas propensos a tener fugas. Con el tiempo, los operadores
pueden continuar refinando la magnitud y la frecuencia de las inspecciones
conforme vayan apareciendo patrones de fugas.
Los ahorros potenciales de gas mediante la implementacion de programas DI&M
en las estaciones de compresores variaran dependiendo del tamano, la edad, el
equipo y las caracteristicas de operacion de las estaciones de compresores. Los
participantes de Natural Gas STAR han descubierto que el gasto inicial de la
inspeccion basica se recupera rapidamente con los ahorros de gas.
El Cuadro 7 presenta la experiencia de tres participantes al implementar los
programas DI&M. Observe que la proporcion de beneficio y costo es positiva
en cada caso, pero varia de 1:7 a 95:1.
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Cuadro 7: Experiencia de los participantes de transmision de Natural Gas STAR
Compania A: Quince estaciones de compresores se estudiaron anualmente. El
costo total de la inspeccion y las reparaciones del programa DI&M fueron $350 por
estacion. Las fugas se encontraron con mas frecuencia en las valvulas de la unidad.
Los ahorros de gas dieron un total de 166,010 Mcf, con un promedio de 11,067 Mcf
por estacion.
Ahorro total de gas
Costo total de la inspeccion y las reparaciones
3,030
$5,250
Ahorros netos $492,780
Proporcion de beneficios y costo el primer ano 95:1
Compania B: Dos estaciones de compresores se estudiaron trimestralmente. El costo
de la inspeccion fue un promedio de $200 por estacion. Las fugas se encontraron
con mas frecuencia en el empaque de los vastagos de las valvulas, los sellos de
los ejes y fugas en las bridas. De 24 fugas detectadas, 23 se repararon a un costo
promedio de $50. Los ahorros de gas fueron un total de 17,080 Mcf, lo que dio
un promedio de 8,540 por estacion.
Ahorro total de gas
Costo total de la inspeccion
Costo total de las reparaciones
$51,240
$1,600
$1,150
Ahorros netos $48,490
Proporcion de beneficios y costo el primer ano 19:1
Compania C: Se estudiaron sesenta y siete estaciones de compresores (el programa
de inspeccion incluia tanto inspecciones trimestrales como anuales, dependiendo
de la estacion). Las fugas se encontraron con mas frecuencia en los empaques y
los accesorios flops, asi como en las valvulas y el empaque de los compresores.
Se realizaron 1,150 reparaciones aproximadamente. Los ahorros de gas dieron
un total de 132,585 Mcf, con un promedio de 1,978 Mcf por estacion.
Ahorro total de gas
Costo total de la inspeccion
Costo total de las reparaciones
$397,755
$176,175
$57,180
Ahorros netos $164,400
Proporcion de beneficios y costo el primer ano 1.7:1
Supone un precio de gas de $3.00/Mcf.
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Los programas de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M) pueden reducir
los costos de inspeccion y realizar las reparaciones de fugas que son rentables.
Detectar las estaciones y los componentes con problemas ahorra tiempo y dinero
que se necesita para inspecciones futuras y ayuda a identificar las prioridades de
un programa de reparacion de fugas. Las principales lecciones aprendidas de los
participantes de Natural Gas STAR son:
* Un numero relativamente pequeno de fugas grandes contribuyen a la
mayoria de las emisiones escondidas de las estaciones de compresores.
* Explorar las concentraciones no identifica con precision las fugas grandes,
ni proporciona la informacion necesaria para identificar cuales fugas son
rentables de reparar. Deben usarse tecnicas de medicion de fugas
eficaces para obtener los datos precisos de la tasa de fuga.
* Un programa rentable de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M)
identificara los componentes que son mas propensos a tener fugas y que
son mas economicos de reparar.
* Los participantes de Natural Gas STAR tambien han descubierto que
algunas estaciones de compresores tienen mas propension a tener fugas que
otras. Vigilar los resultados del programa DI&M puede mostrar que algunas
estaciones de compresores pueden necesitar inspecciones de seguimiento
con mas frecuencia que otras estaciones.
* Los participantes han descubierto que es util ver las tendencias, hacer
preguntas como, i,Tienen las valvulas de compuertas mas fugas mas fugas
que las valvulas de globo? y i,Tiene una estacion mas fugas que otra?
* Al volver a explorar los componentes con fugas despues de hacer las repara-
ciones se confirma la eficacia de la reparacion. Una manera rapida de verificar
la eficacia de una reparacion es usar el metodo de exploracion con jabon.
* Establezca un paso de "reparacion rapida" que implique hacer las repara-
ciones sencillas a los problemas simples (por ejemplo, una tuerca suelta,
una valvula sin cerrar completamente) durante el proceso de inspeccion.
* Prepare un sistema para la reparacion de las fugas mas graves primero,
incorporando la reparacion de las fugas menores en las practicas regulares
de operacion y mantenimiento.
* Concentre las inspecciones futuras en las estaciones y los componentes
con mas fugas.
* Registre las reducciones de emisiones de metano de cada estacion de
compresores e incluya las reducciones anuales en los informes del
Programa de Natural Gas STAR.
Nota: La informacion de costo provista en este documento se basa en calculos
para Estados Unidos. Los costos de equipo, mano de obra y el valor del gas vari-
aran dependiendo del lugar, y podrian ser mayores o menores que en los Estados
Unidos. La informacion sobre costo presentada en este documento solamente
debe usarse como guia al determinar si las tecnologias y las practicas son conve-
nientes economicamente para sus operaciones.
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Bascom-Turner Instruments, contacto personal.
Foxboro Environmental Products, contacto personal.
Gas Technology Institute (antiguamente el Gas Research Institute), contacto personal.
Henderson, Carolyn, U.S. EPA Natural Gas STAR Program, contacto personal.
Howard, Touche, Indaco Air Quality Services, contacto personal.
Indaco Air Quality Services, Inc., 1995, A High Flow Rate Sampling System for
Measuring Leak Rates at Natural Gas Facilities. Informe No. GRI-94/0257.38. Gas
Technology Institute, Chicago, Illinois.
Indaco Air Quality Services, Inc., 1995, Leak Rate Measurements at U.S. Natural
Gas Transmission Compressor Stations. Informe No. GRI-94/0257.37. Gas
Technology Institute, Chicago, Illinois.
Indaco Air Quality Services, Inc., 1999, Cost Effective Leak Mitigation at Natural Gas
Transmission Compressor Stations. Informe No. PRC-246-9526. PRC International
(el informe esta disponible en American Gas Association, Arlington, Virginia).
King Instrument Company, contacto personal.
Omega Engineering, contacto personal.
Physical Acoustics Corporation, contacto personal.
Radian International, 1996, Methane Emissions from the Natural Gas Industry,
Volume 2, Technical Report, Informe No. GRI-94/0257.1. Gas Technology Institute,
Chicago, Illinois.
Radian International, 1996, Methane Emissions from the Natural Gas Industry,
Volume 8, Equipment Leaks, Informe No. GRI-94/0257.1. Gas Technology Institute,
Chicago, Illinois.
Thermo Environmental Instruments Inc., contacto personal.
Tingley, Kevin, U.S. EPA Natural Gas STAR Program, contacto personal.
UE Systems Inc., contacto personal.
U.S. Environmental Protection Agency, 1994 - 2001, Natural Gas STAR Program,
Partner Annual Reports.
U.S. Environmental Protection Agency, 1995, Natural Gas STAR Program Summary
and Implementation Guide for Transmission and Distribution Partners.
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18
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19
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x>EPA
Agenda de Proteccion del Medi
Ambiente de los Estados Unidos
Aire y Radiacion (6202J)
1200 Pennsylvania Ave., NW
Washington, DC 20460
EPA430-B-03-008S
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