Lecciones
Aprendidas
De los participantes de Natural Gas STAR
NaturalGasf
EPA POLLUTION PREVENTER
INSTALACION DE UNIDADES DE RECUPERACION DE VAPORES
EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLED
(Installing Vapor Recovery Units on Crude Oil Storage Tanks)
Resumen gerencial
Hay aproximadamente 573,000 tanques de almacenamiento de petroleo en los Estados Unidos. Estos tanques se usan
para mantener el petroleo por cortos periodos de tiempo a fin de estabilizar el flujo entre los pozos y los gaseoductos o
instalaciones de transporte por carrotanque. Durante el almacenamiento, se produce evaporacion de los hidrocarburos
livianos disueltos en el petroleo, entre ellos metano y otros compuestos organicos volatiles (VOC), el gas natural licuado,
contaminantes del aire peligrosos (HAP) y algunos gases inertes, quedando retenidos en el espacio entre el liquido y el techo
fijo del tanque. A medida que fluctua el nivel de liquido en el tanque, estos vapores a menudo son liberados a la atmosfera.
Una manera de evitar las emisiones de estos gases y obtener un ahorro economico importante es instalar unidades
de recuperacion de vapores (VRU, siglas en ingles) en los tanques de almacenamiento de petroleo. Las unidades de
recuperacion de vapores son sistemas relativamente simples que pueden capturar aproximadamente 95 por ciento de los
vapores con elevado poder calorifico (Btu) para venta o uso in situ como combustible. Actualmente hay entre 8,000 y 10,000
unidades de recuperacion de vapores instaladas en el sector de produccion de petroleo, con un promedio de
cuatro tanques conectados a cada unidad de recuperacion de vapores.
Los participantes de Natural Gas STAR han generado importantes ahorros a partir de la recuperacion y comercializacion de
estos vapores, y simultaneamente han reducido sustancialmente las emisiones de metano y de contaminantes peligrosos del
aire. Los participantes han determinado que cuando el volumen de vapores es suficiente, la instalacion de una unidad de
recuperacion de vapores en uno o varies tanques de almacenamiento de petroleo crudo puede ahorrar hasta $260,060 por
ano, y el periodo de recuperacion de inversion es tres meses como minimo. El estudio de Lecciones Aprendidas describe
como los participantes pueden identificar cuando y donde instalar las unidades de recuperacion de vapores para obtener
estos beneficios economicos y ambientales.
Fuente de
emisiones
Tanques de
almacenamiento
de produccion
de petroleo
Volumen anual
de gas perdido
(mil pies
cubicos)
4,900-96,000
Metodo para
reducir la
perdida de gas
Unidades de
recuperacion
de vapores (VRU,
siglas en ingles)
Valor del
gas ahorrado
($)
$13,000-
$260,000'
Capital y costo
de instalacion
($)
$26,470 -
$77,000
Costo anual de
operation y
mantenimiento
($)
$5,250-
$12,000
Periodo de
recuperacion
de la inversion
3 meses a
3.4 anos
1Supone un precio de gas de $3.00/mil pies cubicos multiplicado por 95 por ciento del volumen de gas perdido al ano.
Esta publicacion es una de la serie de resumenes de Lecciones Aprendidas desarrollados por EPA en cooperacion con la industria
de gas natural que tratan acerca de las aplicaciones superiores del Programa de Mejores Practicas Administrativas (BMP, siglas
en ingles) de Natural Gas STAR y Oportunidades Identificadas por los Participantes (PRO, siglas en ingles).
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Antecedentes
tecnologicos
El petroleo en el subsuelo contiene muchos hidrocarburos livianos en solucion.
Cuando el petroleo se lleva a la superficie y se procesa, muchos de los hidrocarburos
livianos disueltos (asi como el agua) se extraen mediante una serie de separadores
de alta presion y baja presion. Luego el petroleo es transferido a un tanque de
almacenamiento hasta su venta y transporte fuera de la instalacion; los remanente
de hidrocarburos pueden convertirse en vapores al interior del tanque. Estos
vapores son liberados, quemados en teas o recuperados mediante unidades de
recuperacion de vapores (VRU). Las perdidas de los hidrocarburos livianos restantes
se clasifican de tres maneras:
* Las perdidas como resultado del gas liberado cuando baja la presion del
petroleo ocurren cuando el separador o tratador, funcionando a
aproximadamente 35 PSI, descarga el petroleo en los tanques de
almacenamiento, los cuales estan a la presion atmosferica.
* Las perdidas debido al efecto del piston al llenar y vaciar el tanque se refieren
a los vapores liberados debido a la fluctuacion en niveles de fluido y la
agitacion del contenido del tanque asociados con la circulacion de petroleo
fresco a traves de los tanques de almacenamiento.
* Las perdidas por evaporizacion son las perdidas que ocurren cuando
cambia la temperatura diaria y estacional.
El volumen de vapor de gas proveniente de un tanque de almacenamiento depende
de muchos factores. El petroleo liviano (gravedad API >36°) emite mas vapores de
hidrocarburos que el petroleo mas pesado (gravedad API <36°). En tanques de
almacenamiento con muchos ciclos de llenado y rendimiento efectivo es alto, se
liberaran mas "vapores debido al efecto del piston de llenar y vaciar el tanque" que
en tanques con rendimiento efectivo bajo y donde el petroleo se mantiene por
periodos de tiempo mas largos para aclimatarse. Finalmente, la presion y
temperatura del petroleo en la camara de descarga hacia el tanque afectara el
volumen de los gases que resultan de la evaporacion del petroleo.
La composicion de estos vapores varia, pero el principal componente es el metano
(entre 40 y 60 por ciento). Otros componentes incluyen compuestos de
hidrocarburos mas complejos tales como propano, butano y etano; gases inertes
naturales tales como nitrogeno y dioxido de carbono; y contaminantes peligrosos
del aire tales como benceno, tolueno, etil-benceno y xileno (conjuntamente, estos
contaminantes peligrosos del aire se denominan BTEX).
Las unidades de recuperacion de vapores pueden recuperar mas del 95 por
ciento de las emisiones de hidrocarburos que se acumulan en los tanques de
almacenamiento. Puesto que los vapores recuperados contienen gas natural
licuado (aun despues de que el producto de la condensacion ha sido capturado
por el depurador de succion), contienen poder calorifico mayor que el del gas
natural enviado por el gasoducto (entre 950 y 1,100 Btu por pie cubico).
Dependiendo del volumen de gas natural licuado en los vapores, el poder calorifico
puede llegar hasta 2,000 Btu por pie cubico. Por lo tanto, segun base volumetrica,
los vapores recuperados pueden ser mas valiosos que unicamente el metano solo.
-------
El Cuadro 1 ilustra una unidad de recuperacion de vapores en un solo tanque de
almacenamiento de petroleo (tambien son comunes las instalaciones para multiples
tanques). Los vapores de hidrocarburos se extraen del tanque de almacenamiento
por baja presion, normalmente entre cuatro onzas y dos libras por pulgada
cuadrada (psi), y primero son conducidos por tuberia a un separador (depurador de
succion) para recolectar condensado. Los liquidos generalmente son reciclados
nuevamente al tanque de almacenamiento. Desde el separador, los vapores fluyen a
traves de un compresor que proporciona succion de baja presion para el sistema de
la unidad de recuperacion de vapores. (Para evitar la creacion de un vacio en la
parte superior de un tanque cuando se extrae y se reduce el nivel de petroleo, las
unidades de recuperacion de vapores estan equipadas con un piloto de control para
desactivar el compresor y permitir el contraflujo de vapores al interior del tanque).
Luego los vapores se miden y se extraen del sistema de la unidad de recuperacion
de vapores para venta a oleoducto o suministro de combustible in situ.
Beneficios
economicos y
para el medio
ambiente
Cuadro 1: Sistema de recuperacion de vapores de tanque de producto estandar
Valvulade
contrapresion de
linea de liberacion
Tanque(s) de
producto de
petroleo crudo
+ \J ^Bombade
I "*-—-^ transferencia
_ Retorno de de liquido
condensacion
Las unidades de recuperacion de vapores pueden proporcionar beneficios
ambientales y economicos importantes para los productores de petroleo y gas.
Los gases evaporados del petroleo y capturados por las unidades de recuperacion
de vapores pueden venderse y rendir utilidades, o usarse en las operaciones de la
planta. Estos vapores recuperados pueden:
* Conducirse por tuberia a gasoductos de recoleccion de gas para venta a
precio alto como gas natural de alto poder calorifico.
* Usarse como combustible para las operaciones in situ.
* Conducirse por tuberia a una unidad separadora para separar el gas natural
licuado y el metano cuando el volumen y precio del gas natural licuado son
atractivos.
3
-------
Proceso
de decision
Las unidades de recuperacion de vapores tambien capturan contaminantes del aire
peligrosos y pueden reducir las emisiones del operador a un nivel por debajo de los
valores especificados en el Titulo V de la Ley de Aire Limpio (USA). Al capturar el
metano, las unidades de recuperacion de vapores tambien reducen las emisiones
de un potente gas de efecto invernadero.
Las companias que usan tanques de almacenamiento de petroleo de techo fijo
pueden evaluar los aspectos economicos de las unidades de recuperacion de
vapores mediante los pasos siguientes.
Paso 1: Identificar las posibles
ubicaciones para la instalacion de la
unidad de recuperacion de vapores.
Practicamente cualquier bateria de
tanques es un lugar potencial para una
unidad de recuperacion de vapores. Las
claves de los proyectos exitosos de
unidades de recuperacion de vapores
son una fuente estable y una cantidad
de adecuada de vapores de petroleo
ademas de una salida economica para el
producto recolectado. El volumen
potencial de los vapores depende de la
composicion del aceite y de la velocidad
de flujo a traves de los tanques. Al
seleccionar los lugares de instalacion para
las unidades de recuperacion de vapores,
para conducir los vapores fuera del area.
Cinco pasos para evaluar los
aspectos economicos de la unidad
de recuperacion de vapores:
1. Identificar las posibles ubicaciones
para la instalacion de la unidad de
recuperacion de vapores;
2. Cuantificar el volumen de las emisiones
de vapores;
3. Determinar el valor de las emisiones
recuperadas;
4. Determinar el costo de un proyecto de
unidad de recuperacion de vapores; y
5. Evaluar los aspectos economicos del
proyecto de unidad de recuperacion
de vapores.
debe considerarse el costo de transporte
Paso 2: Cuantificar el volumen de las emisiones de vapores. Las emisiones
pueden medirse o calcularse. Puede usarse medidor de gases y un manometro
para medir la tasa maxima de emisiones ya que la tasa maxima se utiliza para
determinar el tamano de una unidad de recuperacion de vapores. Sin embargo,
los medidores de gases quizas no sean apropiados para medir el volumen total a
traves del tiempo debido a las bajas presiones en los tanques. Calcular el total de
emisiones de vapor de los tanques de combustible puede ser complicado debido
a los muchos factores que afectan la cantidad de gas que se liberara de un tanque
de petroleo, tales como:
1. La presion de operacion y la temperatura del separador que descarga el
petroleo al tanque y la presion en el tanque;
2. La composicion del petroleo crudo y la gravedad API;
3. Las caracteristicas de operacion del tanque (por ej., ciclos de llenado, tamano
del tanque); y
4. La temperatura ambiente.
Hay dos metodos para calcular la cantidad de emisiones de vapor de los tanques
de petroleo. Ambos usan la relacion gas/petroleo (GOR, siglas en ingles) a una
presion y temperatura dadas y se expresan en pies cubicos estandar por barril de
petroleo (pies cubicos estandar por barril).
El primer metodo analiza la gravedad API y la presion del separador para determinar
la relacion gas/petroleo (Cuadro 2). Estas curvas se elaboraron usando datos de
-------
evaporacion empiricos de estudios de laboratorio y mediciones de campo. Como se
ilustra, este grafico puede usarse para hallar el total aproximado de las emisiones
potenciales de vapor de un barril de petroleo. Por ejemplo, dada una cierta gravedad
API del petroleo (por ej. 38°) y la presion de descarga de la camara (por ej., 40 libras
por pulgada cuadrada), el volumen total de vapores puede calcularse por barril de
petroleo (por ej., 43 pies cubicos por barril). Una vez que se ha calculado la tasa de
emisiones por barril, puede determinarse la cantidad total de emisiones del tanque
multiplicando el calculo por barril por la cantidad total de petroleo que ingresa al
tanque. Para continuar con el ejemplo anterior, suponga un rendimiento efectivo
promedio de 1,000 barriles por dia (barril por dia), el total de emisiones se calcularia
como 43 mil pies cubicos por dia (Cuadro 3).
Cuadro 2: Volumen calculado de vapores del tanque de almacenamiento
§1
'o ^
S :2
110
100
so
80
70
60
50
43
40
30
20
10
10
20
30
40
50
GO
70
80
Presion de la camara que descarga al tanque
(libras por pulgada cuadrada lefdas en el manometro [psig])
El inconveniente de este metodo
es que no genera informacion
acerca de la
composicion de los vapores
emitidos. En particular, no puede
distinguir entre compuestos
organicos volatiles y contaminantes
del aire peligrosos, lo cual puede
ser
significative para el monitoreo de la
calidad del aire asi como para
determinar el valor de los vapores
emitidos.
Cuadro 3: Cantidad (Q) de emisiones
de vapor de hidrocarburos
Teniendo en cuenta los datos siguientes:
Gravedad API = 38°
Presion de separador = 40 libras por
pulgada cuadrada
Petroleo reciclado = 1,000 barril/dia
Tasa de emisiones de vapor = 43 pies cubicos
estandar/barril (del Cuadro 2)
Q = 43 pies cubicos estandar/barril x 1,000
barriles/dia = 43 mil pies cubicos por dia
El segundo metodo es usar el paquete de software E&P Tank, version 2.0.f Esta es
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la version modificada del software previo; el American Petroleum Institute (API)
introdujo varies cambios en este modelo para facilitar su uso. Los participates del
Programa de Natural Gas STAR recomiendan el software E&P Tank como la mejor
herramienta disponible para calcular las emisiones de los tanques. Disenado por API
y el Gas Research Institute (actualmente el Gas Technology Institute), este software
calcula las emisiones de las tres fuentes: como resultado del gas liberado cuando
baja la presion del petroleo, debido al efecto del piston al llenar y vaciar el tanque y
por evaporacion, usando calculos de evaporacion termodinamica para perdidas
como resultado del gas liberado cuando baja la presion del petroleo y un modelo de
simulacion de tanque de techo fijo para perdidas debido al efecto del piston al llenar
y vaciar el tanque y por evaporizacion. Un operador debe tener varies tipos de
informacion antes de usar el software E&P Tank, tales como:
1. Presion y temperatura del separador.
2. Composicion del petroleo del separador.
3. Presion de referenda.
4. Presion de vapor (metodo Reid) de petroleo.
5. Tasa de produccion de petroleo.
6. Gravedad API del petroleo.
El software E&P Tank tambien permite que los operadores introduzcan informacion
mas detallada acerca de las condiciones de operacion, lo cual ayuda a refinar los
calculos de las emisiones. Con datos adicionales acerca del tamano y la forma
del tanque, temperaturas internas y temperaturas ambientales, el software puede
producir calculos mas precisos. Esta flexibilidad en el diseno del modelo permite
que los usuarios empleen para aprovechar la informacion disponible. Puesto que la
composicion del petroleo del separador es un dato clave en el modelo, el software
E&P Tank incluye un muestreo detallado y un protocolo de analisis para el petroleo
del separador. Se estan desarrollando futuras versiones del software para calcular
tambien las perdidas por emisiones de los tanques de agua de produccion.
Paso 3: Determinar el valor de las emisiones recuperadas. El valor de los
vapores recuperados por las unidades de recuperacion de vapores y logrados
por los productores depende de como se usen:
1. Usar los vapores recuperados in situ como combustible rinde un valor
equivalente al combustible comprado que se desplaza, normalmente
gas natural.
2. Conducir por tuberia los vapores (liquidos gaseosos naturales-metano
enriquecido) a un oleoducto de recoleccion de gas natural debe rendir
un precio que refleje el mayor contenido de Btu por mil pies cubicos
de vapores.
3. Conducir por tuberia los vapores a una planta de procesamiento que
separara el gas natural licuado del flujo de gas del metano y los vendera
separadamente tambien debe capturar el valor del contenido total de Btu de
los vapores. El Cuadro 4 ilustra un metodo para calcular el valor de los
1EPA no ha llevado a cabo evaluaciones extensas del software E&P Tank y por lo
tanto no puede aprobar el software como herramienta de precision para calcular las
emisiones. Sin embargo, los participantes del Programa Natural Gas STAR recomiendan
el software E&P Tank como la mejor herramienta disponible para calcular las emisiones
de vapores de los tanques.
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Cuadro 4: Valor de los vapores recuperados
R = QxP
R = El ingreso bruto
Q = La tasa de recuperacion de vapores
(mil pies cubicos por dia)
P = El precio del gas natural
Calcular:
Q = 41 mil pies cubicos por dia
(95% de 43 segun Cuadro 3)
P = $3.00/mil pies cubicos
R = 41 mil pies cubicos por dia x
$3/mil pies cubicos =
$123/dfa
$3,800/mes
$45,600/ano
vapores recuperados usando
un precio promedio de $3.00
por mil pies cubicos (lo cual
supone 1,000 Btu por pie
cubico estandar). Cuando el
contenido de Btu de los
vapores es mayor, el precio por
mil pies cubicos tambien debe
ser mayor.
Paso 4: Determinar el costo de un
proyecto de unidad de
recuperacion de vapores. Los
principales elementos de costo de
las unidades de recuperacion de
vapores son el capital inicial para el
equipo y los costos de instalacion y operacion.
Varies fabricantes suministran sistemas de unidades de recuperacion de vapores.
Los costos del equipo se determinan segun la capacidad de manejo de volumen
de la unidad; la presion de la linea de ventas, el numero de tanques en la bateria;
el tamano y tipo del compresor; y el grado de automatizacion. Los principales
componentes de las unidades de recuperacion de vapores son los depuradores
de succion, el compresor y la unidad de control automatizado. La medicion de gas
es un costo adicional para la mayoria de unidades. Los precios de las unidades de
recuperacion de vapores tipicas y costos relacionados se muestran en el Cuadro 5.
Al determinar el tamano de una unidad de recuperacion de vapores, la regla general
de la industria es duplicar el volumen diario promedio para calcular la maxima tasa
de emisiones. Por lo tanto, para manejar 43 mil pies cubicos/dia (Cuadro 3), debe
seleccionarse una unidad capaz de manejar por lo menos 86 mil pies cubicos/dia.
Los participantes que han instalado unidades de recuperacion de vapores y los
Cuadro 5: Tamanos y costos de unidades de recuperacion de vapores
Capacidad
(miles de pies
cubicos/dia)
25
50
100
200
500
Potencia del
compresor
5-10
10-15
15-25
30-50
60-80
Costos de
capital ($)
15,125
19,500
23,500
31,500
44,000
Nota: Information de costos proporcionada por los s<
de unidades de recuperacion de vapores.
Costos de
instalacion ($)
7,560-15,125
9,750-19,500
11,750-23,500
15,750-31,500
cios de Natural Gas S
Costos de operacion
y mantenimiento
($/ano)
5,250
6,000
7,200
8,400
AR y los fabricantes
-------
fabricantes de estas unidades informan que los costos de instalacion pueden anadir
de 50 a 100 por ciento al costo inicial de la unidad. Los costos de instalacion pueden
variar considerablemente segun la ubicacion (los lugares remotos probablemente
resultaran en costos de instalacion mas altos) y el numero de tanques (para multiples
tanques se requeriran sistemas de unidades de recuperacion de vapores de mayor
tamano). Al calcular los costos de instalacion tambien deben considerarse los
gastos de transporte, preparacion del sitio, construccion del alojamiento de la
unidad de recuperacion de vapores (para proteccion contra clima frio) y equipo
suplementario (para operaciones remotas sin personal de operacion).
Los gastos de operacion y mantenimiento (O&M, siglas en ingles) pueden variar
segun la ubicacion de la unidad de recuperacion de vapores (las unidades instaladas
en lugares de climas extremes sufren mayor desgaste), los costos de electricidad
y el tipo de petroleo producido. Por ejemplo, el petroleo basado en parafina puede
causar obstruccion en las unidades de recuperacion de vapores y estas requeriran
mas servicio de mantenimiento.
Finalmente, el costo de un oleoducto para interconectar el sitio de la bateria del
tanque con una planta de procesamiento u oleoducto es un factor en el aspecto
economico total de la unidad de recuperacion de vapores. Dichos costos son
altamente especificos segun el sitio y no se tratan en este documento.
Paso 5: Evaluar los aspectos economicos del proyecto de unidad de
recuperacion de vapores. Instalar una unidad de recuperacion de vapores puede
ser muy rentable, y depende del valor de los vapores recuperados en el mercado
local. El Cuadro 6 calcula el rendimiento de la inversion (ROI, siglas en ingles) para
los tamanos de unidad de recuperacion de vapores y costos listados en el Cuadro
5. Aun usando un calculo conservador del valor de los vapores recuperados de
$3.00 por mil pies cubicos, el rendimiento potencial es atractivo, especialmente
para unidades de gran tamano.
Cuadro 6: Analisis financiero para proyecto de unidad de recuperacion de vapores
Capacidad
(miles
de pies
cubicos/dfa)
25
50
100
200
500
Costos de
instalacion
y capital1
($)
26,470
34,125
41,125
55,125
77,000
Operacion y
mantenimiento
($/ano)
5,250
6,000
7,200
8,400
12,000
Valor
del gas2
($/ano)
13,000
26,000
52,015
104,025
260,060
Perfodo de
recuperacion
de la
inversion3
3.4 anos
1.7 anos
9 meses
6 months
3 months
Rendimiento
de la
inversion"
(%)
14
51
106
172
322
1 Costo de la unidad mas costo estimado de instalacion de 75% del costo de la unidad. El costo
real puede ser mayor dependiendo de los gastos de transporte, preparacion del sitio, equipo
suplementario, etc.
2 95% del total de gases recuperados a $3 por mil pies cubicos x 1/2 capacidad x 365.
3 Basado en tasa de descuento de 10%.
4 Calculo para 5 anos.
-------
La experiencia de un participante
En 1996 Chevron USA Production Company instalo ocho unidades de recuperacion
de vapores en tanques de petroleo. Como resultado Chevron logro una reduccion
estimada en emisiones de metano de 21.9 millones de pies cubicos por ano por cada
unidad. Suponiendo un valor de $3 por mil pies cubicos, esto corresponde a un ahorro
de aproximadamente $65,700 por unidad, o $525,600 por las ocho unidades. El
calculo de los costos de capital e instalacion es $240,000 ($30,000 por unidad). El
perfodo de recuperacion de la inversion del proyecto es menos de un ano.
Lecciones
aprendidas
El uso de unidades de recuperacion de vapores puede reducir de manera rentable
las emisiones de los tanques de almacenamiento de petroleo. Los participantes
ofrecen las siguientes lecciones aprendidas:
* El software E&P Tank puede ser una herramienta eficaz para calcular la
cantidad y composicion de vapores de los tanques de petroleo.
* La recuperacion de vapores puede ofrecer un alto rendimiento debido al
costo relativamente bajo de la tecnologia y en los casos en que existe
salida de mercado para los vapores con alto poder calorifico.
* Las unidades de recuperacion de vapores deben instalarse cuando resulta
rentable hacerlo, teniendo en consideracion los beneficios tanto ambientales
como economicos.
* Debido a la muy baja presion diferencial entre el tanque de almacenamiento
y el compresor, se recomienda usar una tuberia de gran diametro para
proporcionar una menor resistencia al flujo de gas.
* El tamano de una unidad de recuperacion de valores debe ser apropiado
para manejar el maximo volumen de vapores previsto de los tanques de
almacenamiento (una regla general es duplicar el volumen diario promedio).
* Se recomienda el uso de compresores de alabes giratorios para que las
unidades de recuperacion de vapores desplacen bajos volumenes de
gas a baja presion.
* Es muy importante elegir sistemas de control confiables y sensibles porque
las valvulas de flujo de gas automatizadas deben abrirse y cerrarse ante
diferencias de muy baja presion.
* Incluya la reduccion de emisiones de metano provenientes de la instalacion
de unidades de recuperacion de vapores en los informes anuales presentados
como parte 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.
-------
Referencias
10
-------
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11
-------
&EPA
Agenda de Proteccion del Medio
Ambiente de los Estados Unidos
Aire y Radiacion (6202J)
1200 Pennsylvania Ave., NW
Washington, DC 20460
EPA430-B-03-01J
Octubre de 2003
------- |