Lecciones
Aprendidas
De los participantes de Natural Gas STAR
NaturalGas(\
PDA PnilllTinM PREVENTER F
INSPECCION Y MANTENIMIENTO DIRIGIDOS A LAS
ESTACIONES DE REGULACION Y EN LAS INSTALACIONES
DE SUPERFICIE (Directed Inspection and Maintenance at
Gate Stations and Surface Facilities)
Resumen gerencial
En el ano 2001, las emisiones de metano de las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie en los Estados
Unidos fueron aproximadamente de 27 millones de pies cubicos (MMcf) de medidores con fugas y equipo regulador. 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 dirigidos (DI&M, por sus siglas en ingles).
El programa DI&M comienza con una inspeccion basica para identificar y cuantificar las fugas. Luego se realizan reparaciones
rentables en 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 con mayor tendencia a tener fugas y que es mas rentable reparar.
Este estudio de Lecciones Aprendidas se concentra en maximizar los ahorros que pueden lograrse al establecer programas
de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M) en las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie.
Los participantes distribuidores de Natural Gas STAR han reportado ahorros y reducciones de emisiones de metano impor-
tantes al haber establecido programas de DI&M. De acuerdo a los datos de los participantes, al establecer el programa DI&M
en las estaciones de regulacion y en las instalaciones de superficie pueden obtenerse ahorros de gas por un valor de hasta
$1,800 al ano, a un costo de entre $20 y $1,200.
Fuente
de fugas
Equipo en
estaciones de
regulacion e
instalaciones
de superficie
Volumen anual de gas
Perdida de gas
(Mcf/lugar)
OaGOO
(se calcula por lo
general que las fugas
en las instalaciones
son de 30 a 200)
Metodo
para reducir
la perdida
Ubicacion y
reparation
de fugas.
Valor del gas
ahorrado1
por lugar
Hasta $1 ,800
Costo total
para encontrar
y reparar fugas
$20 a mas de $1,200
(varfa dependiendo
del tamafio de las
instalaciones y el tipo
de las reparaciones)
Ahorros
anuales
del participante
$50 a mas de $1 ,000
(varfa dependiendo
del costo de
inspeccion, las
tasas de fuga, el
numero de lugares)
'Valor del gas a $3 por Mcf.
Esta publication es una de la serie de resumenes de Lecciones Aprendidas preparados por EPA en elaboration con la industria
de gas natural que comprenden 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).
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Introduccion
Antecedentes
tecnologicos
Las estaciones de regulacion (o "city gate") son instalaciones de medicion y
regulacion de presion ubicadas en los puntos custodiados de transferencia en
donde el gas natural se distribuye de las tuberias de transmision a las lineas de
alta presion de la compania local de distribucion. Las estaciones de gas generalmente
contienen dosificadores asi como reguladores de presion, los cuales reducen la
presion de la linea de transmision de un calibre de varies cientos de libras por
pulgada cuadrada (psig) a una presion adecuada para el sistema de distribucion
(generalmente menor a 300 psig). Otras instalaciones de superficie dentro del
sistema de distribucion incluyen calentadores para reemplazar la perdida de calor
por la expansion de gas, y reguladores de presion posteriores, los cuales reducen
aun mas la presion de gas de manera que el gas pueda entregarse de manera
segura a los consumidores. El Cuadro 1 es una ilustracion esquematica de un
sistema de distribucion de gas que muestra una estacion de regulacion y unas
instalaciones reguladoras de presion.
Cuadro 1: Esquema del sistema de distribucion de una estacion
de regulacion y reguladores de presion
Tuberia de
transmision
Dosificai
de medi
Estacion de compuerta
iQi
t*3
|x| (™D
lores __ Medidor
dor p»q
Reguladores
de presion
Estaciones de Se
los reguladores
de presion
Tuberias
principales j-^
— lx|—
IXI
IXI
Se
Sei
rvicios
M^
rvicios
vicios
J
Medidores
Vdelos
consumi-
dores
Las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie contienen componentes
de equipo tal como tuberias, valvulas, bridas, accesorios, lineas de extremo abierto,
medidores y controladores neumaticos para vigilary controlar el flujo de gas. Con el
tiempo, estos componentes pueden desarrollar fugas causadas por las fluctuaciones
de temperatura, de presion, la corrosion y el desgaste. En general, el tamano de
las instalaciones y la tasa de fuga de la instalacion corresponden a la presion de
entrada o corriente arriba del gas; mientras mayor es la presion de entrada, mayor
sera la estacion de regulacion y mayor el numero de los componentes de equipo
que pueden tener fugas.
El programa DI&M es una manera rentable de reducir las perdidas de gas natural de
las fugas del equipo. El programa DI&M comienza con una inspeccion basica global
de todas las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie del sistema
de distribucion. Los operadores identifican, miden y evaluan todos los componentes
con fugas y usan los resultados para dirigir las inspecciones y los trabajos de
mantenimiento subsiguientes.
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Las siguientes secciones describen varias tecnicas de deteccion y medicion de fugas
que pueden ser rentables en las estaciones de regulacion y en las instalaciones
reguladoras de presion. La idoneidad de las diversas tecnicas de deteccion y
medicion dependera de las caracteristicas de configuracion y operacion de las
instalaciones de los sistemas individuales de distribucion.
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 con tendencia a tener fugas importantes. Pueden usarse varias
tecnicas de deteccion de fugas:
* La deteccion con burbujas de jabon es una tecnica para detectar fugas
rapida, facil y economica. La deteccion de las burbujas de jabon se realiza
rociando una solucion jabonosa en componentes pequenos, accesibles
como las conexiones roscadas. El jabon es eficaz para ubicar las conexiones
y accesorios flojos, los cuales pueden apretarse de inmediato para reparar la
fuga, y para una revision rapida del ajuste de la reparacion. Los operadores
pueden evaluar 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
detectarse con jabon. La deteccion electronica no es tan rapida como la de
jabon (se pueden detectar 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, siglas en ingles) y los analiza-
dores de vapor toxico (TVA, siglas en ingles) son detectores portatiles de
hidrocarburo que pueden usarse tambien para identificar fugas. Un analizador
OVA es un detector de ionizacion de llama (FID, por sus siglas en ingles), el cual
mide la concentracion de los vapores organicos en una gama de 9 a 10,000
partes por millon (ppm). El analizador TVA combina ambos detectores, el FID
y el de fotoionizacion (PID, por sus siglas en ingles) y puede medir los vapores
organicos a concentraciones por encima de 10,000 ppm. Los analizadores TVA
y OVA miden las concentraciones de metano en el area que rodea una fuga.
La deteccion se hace colocando la entrada de una sonda en la abertura en
donde ocurre la fuga. Las mediciones de concentracion se observan al mover
la sonda lentamente a lo largo de la interfaz o la abertura, hasta que se obtenga
la lectura de la concentracion maxima. La concentracion maxima se registra
como el valor de deteccion de la fuga. Las detecciones con analizadores TVA
son algo lentas, se realizan en 40 componentes por hora aproximadamente,
y los instrumentos requieren calibrarse con frecuencia.
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Cuadro 2: Detection acustica
de una fuga
La deteccion acustica de fugas usa dispositivos portatiles acusticos
de deteccion 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
deteccion estan disenados para detectar sefiales de frecuencias altas o
frecuencias bajas.
La deteccion acustica de alta
frecuenda se aplica mejor en
entornos ruidosos en donde los
componentes con fugas estan
accesibles al sensor de mano.
Como se muestra en el Cuadro 2,
el sensor acustico se coloca
directamente en el orificio del
equipo para detectar la serial.
Alternativamente, la deteccion
ultrasonica de fugas es un
metodo acustico 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 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.
Fuente: Physical Acoustics Corp.
Tecnicas de medicion de fugas
Un componente esencial de un programa DI&M es la medicion de la tasa de
emisiones en masa o volumen 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: la conversion de concentra-
ciones de deteccion de TVA y OVA usando ecuaciones generales de correlacion;
tecnicas de embolsado; muestreadores de alto volumen y rotametros.
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Los datos disponibles en las tasas de emisiones escondidas totales de las
estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie indican que la tasa de
fugas de muchos componentes es relativamente pequena. Para la mayoria de las
estaciones de regulacion, el programa DI&M solamente sera rentable si se usa la
tecnica de medicion mas economica, la cual probablemente sera la conversion
de los valores de deteccion de los analizadores TVA/OVA usando ecuaciones de
correlacion de EPA y los instrumentos TVA u OVA que puedan ya estar a la mano.
* Los analizadores de vapor organico (OVA) y los analizadores de vapor
toxico (TVA) pueden usarse para calcular la tasa de fuga en masa. La concen-
tracion detectada en la abertura de una fuga no es una medicion controlada
de las emisiones masivas de la fuga. Sin embargo, la concentracion detectada
en ppm se convierte a una tasa de emisiones en masa usando una ecuacion
de correlacion de EPA. Las ecuaciones de correlacion de EPA pueden usarse
para calcular las tasas de emisiones para la gama completa de concentraciones
detectadas, desde el limite de deteccion del instrumento hasta la concentracion
detectada "marcada", la cual representa el limite superior del instrumento. Si el
limite superior de la medicion del analizador de vapores toxicos (TVA) es 10,000
ppm, puede usarse una sonda de dilution para detectar las concentraciones
evaluadas hasta de 100,000 ppm.
Los analizadores OVA y TVA deben calibrarse usando un gas de referenda que
contenga un compuesto conocido a una concentracion conocida. El metano
en el aire se usa con frecuencia como compuesto de referenda. El proceso de
calibration tambien determina un factor de respuesta para el instrumento, lo cual
se usa para corregir la concentracion observada para igualar la concentracion
real del compuesto que esta fugandose. Por ejemplo, un factor de respuesta
de "uno" significa que la concentracion detectada que leyo el analizador TVA
es igual a la concentracion real de la fuga.
Las concentraciones detectadas de componentes individuales se corrigen
usando el factor de respuesta (de ser necesario) y se introducen en las ecua-
ciones de correlacion de EPA para extrapolar la medicion de la tasa de fuga
del componente. El Cuadro 3 indica las ecuaciones de correlacion de EPA para
los componentes de equipo en las instalaciones industriales de petroleo y gas.
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Cuadro 3: Ecuaciones de correlation del valor de deteccion/tasa de f ugas de EPA de
Estados Unidos para componentes de equipo de la industria del petroleo y del gas
Componente
de equipo
Valvulas
Sellos de
bomba
Conectores
Bridas
Lfneas de
extreme abierto
Otros
componentes
(todos los demas
instrumentos,
alivio de presion,
ventilas)
Correlacion del valor
detectado/tasa
de fuga de EPA
(kg/hora/fuente)
2.29E-06 x (SV)0746
5.03E-05 x (SV)0610
1.53E-06x(SV)0735
4.61 E-06 x (SV)0703
2.20E-06 x (SV)0704
1.36E-05x(SV)0589
Correlacion de la tasa
de fuga (kg/hora) para
el valor de deteccion
"marcada"
>10,000 ppm
0.064
0.074
0.028
0.085
0.030
0.073
Correlacion de la tasa
de fuga (kg/hora) para
el valor de deteccion
"marcada"
>100,000 ppm
0.140
0.160
0.030
0.084
0.079
0.110
Las correlaciones presentadas son correlaciones revisadas de la industria del petroleo. Las correlaciones
predicen las tasas totales de emisiones de compuestos organicos.
Factores de correlacion de metano: 1 kg metano = 51.92 set; 1 kg/hr = 1.246 Mcfd.
Fuente: U.S. EPA, 1995, Protocol for Equipment Leak Emission Estimates.
El Cuadro 4 ofrece una tabla basada en las ecuaciones de correlacion de EPA para
los analizadores TVA y OVA. Puede usarse para calcular la tasa de fuga en masa de
las concentraciones detectadas en los componentes con fugas de las estaciones
de regulacion y las instalaciones de superficie.
Cuadro 4: Ejemplo de las correlaciones de tasa de fuga/concentracion detectada
Concentration detectada
(ppmv)
1
10
100
1,000
10,000
100,000
Valor detectado marcado
a >1 0,000
Valor detectado marcado
a >1 00,000
Tasa calculada de fuga en masa (Mcf/aiio)
Valvulas
0.001
0.006
0.032
0.180
1.004
5.593
29.109
63.676
Sellos
de
bomba
0.023
0.093
0.380
1.547
6.301
25.669
33.657
72.773
Conectores
0.001
0.004
0.021
0.112
0.606
3.293
12.735
13.645
Bridas
0.002
0.011
0.053
0.269
1.360
6.864
38.660
38.206
Lfneas de
extremo
abierto
0.001
0.005
0.026
0.130
0.655
3.313
13.645
35.931
Otros1
0.006
0.024
0.093
0.362
1.404
5.450
33.203
50.031
1 Los "otros" componentes de equipo incluyen: instrumentos, brazos de carga, valvulas de alivio de
presion, cajas de estopas y ventilas. Aplique a cualquier componente de equipo que no sean conectores,
bridas. Ifneas de extremo abierto, bombas ni valvulas.
Fuente: U.S. EPA, 1995, Protocol for Equipment Leak Emission Estimates.
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Las tecnicas de embolsado: se usan comunmente para medir las emisiones en
masa de las fugas de equipo. El componente con fuga o la 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 a partir 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 precise (dentro de ± 10
a 15 por ciento), pero es una labor lenta y de trabajo intense (solo dos o tres
muestras por hora). Las tecnicas de embolsado pueden ser costosas debido
a la mano de obra que exigen para desempenar la medicion, asi como el
costo del analisis de la muestra.
Las muestras de alto volumen: capturan todas las emisiones de los
componentes con fugas para cuantificar con precision las tasas de emision
de fuga. Se succionan al instrumento 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. Las mediciones de las muestras se
corrigen para 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. Los muestreadores de alto valor miden las tasas
de fuga de hasta 8 pies cubicos por minuto (scfm), una tasa equivalente a
11.5 mil pies cubicos (Mcf) al dia. Dos operadores pueden medir 30 componentes
por hora usando un muestreador de alto volumen, en comparacion con dos
o tres mediciones por hora usando las tecnicas de embolsado. El costo
de compra de los muestreadores de alto volumen puede ser de $10,000
aproximadamente. Como alternativa, los contratistas pueden ofrecer
servicios de medicion de fugas a precios que fluctuan entre $1.00 y
mas de $2.50 por componente medido.
Los rotametros y otros medidores de flujo se usan para medir fugas
sumamente grandes que agobiarian a 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.
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Proceso de
decision
El programa de inspeccion
y mantenimiento controlados
(DI&M) puede establecerse
en cuatro pasos: (1) llevar a
cabo una inspeccion basica;
(2) registrar los resultados e
identificar a los componentes
cuya reparacion es rentable;
(3) analizar los datos, hacer
las reparaciones y calcular
los ahorros de metano; y
(4) preparar un plan de inspecciones
equipo con tendencia a tener fugas.
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
componentes para reparacion.
3. Analizar los datos y calcular los ahorros.
4. Preparar un plan para las siguientes inspecciones
y mantenimientos controlados.
futuras y vigilancia de seguimiento del
Paso 1: Llevar a cabo una inspeccion basica. El programa DI&M por lo general
comienza con una deteccion basica para identificar los componentes que tienen
fugas. En cada componente con fugas la tasa de fuga en masa se calcula usando
una de las tecnicas descritas anteriormente. En el sector de distribucion, las emisiones
de los componentes de equipo con fugas en las estaciones de regulacion y las
instalaciones de superficie pueden ser una o mas ordenes de magnitud menos las
emisiones de las fugas de las estaciones de compresores. Para que el programa
DI&M sea rentable en las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie,
los costos de la inspeccion basica deben ser minimos.
Algunos participantes del sector de distribucion eligen realizar solamente la detec-
cion de fugas, usando tecnicas de deteccion de fugas muy economicas y rapidas,
las cuales se incorporan a las operaciones de mantenimiento en curso. En estos
casos, todas las fugas que se identifican se reparan. La inspeccion basica que se
concentra solamente en la deteccion de fugas es bastante mas economica. Sin
embargo, la deteccion de fugas por si sola no cuantifica la tasa de fuga ni los ahor-
ros potenciales de gas, cada uno de los cuales es informacion critica necesaria para
tomar decisiones de reparacion rentables en casos en donde los participantes no
tienen los recursos para reparar todas las fugas.
Paso 2: Registrar los resultados e identificar los componentes para reparacion.
Las mediciones de fuga recolectadas en el Paso 1 deben registrarse para determinar
los componentes con fugas cuya reparacion es rentable.
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:
(1) una identificacion para cada componente con fugas; (2) el tipo del componente
(por ejemplo, valvula de regulacion); (3) la medicion de la tasa de fuga; (4) la fecha de
la inspeccion; (5) el calculo de la perdida anual de gas; y (6) el costo calculado
de la reparacion. Esta informacion servira para dirigir 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).
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Los participantes de Natural Gas STAR informan que la mayoria de las fugas
comunes en las estaciones de regulacion y en las instalaciones de superficie son
fugas de agujeritos y falias de los componentes, conexiones flojas y sellos de los
vastagos de las valvulas que estan sueltos o desgastados. Las ubicaciones de
fugas de alta frecuencia identificadas por los participantes incluyen: placas o
accesorios de orificios, tapones instalados en puntos de prueba, graseras en las
valvulas, dosificadores de medidores de diametro grande o multiple, copies,
empacado del vastago de valvula y bridas. Las fugas mas grandes generalmente
se encuentran ubicadas en las valvulas de alivio de presion, las lineas de extremo
abierto, las bridas, las valvulas de regulacion y el empacado de los vastagos de
las valvulas de regulacion. Las fugas se colocan en orden de prioridad comparan-
do el valor del gas natural perdido con el costo calculado para piezas, mano de
obra y equipos paralizados para reparar la fuga.
Las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie varian considerable-
mente en tamano y capacidad de presion dependiendo del tamano y la complejidad
del sistema de distribucion. Como resultado, puede haber una variacion importante
en las emisiones escondidas de metano de dichas instalaciones. En 1994, un estu-
dio de campo patrocinado por EPAy el Gas Research Institute (GRI—actualmente
GTI, Gas Technology Institute), uso una tecnica de busqueda de gas para medir las
emisiones totales de metano de la instalacion en 40 estaciones de regulacion y 55
reguladores de presion de distrito. Este estudio descubrio que las emisiones anuales
promedio de metano fluctuaban desde 1,575 Mcf al ano en las estaciones de
regulacion con presiones de entrada mayores de 300 psig hasta menores de 1 Mcf
al ano por reguladores de distrito con presiones de entrada menores de 40 psig.
Las emisiones anuales promedio en la instalacion, basadas en las 95 instalaciones
muestreadas fueron de 425 Mcf. Este estudio calcula que gran parte de las emisiones
totales del lugar son generadas por los controladores neumaticos, los cuales estan
disenados para purgar el gas a la atmosfera.
En 1998, EPA, GRI y American Gas Association Pipeline Research Committee
International (PRCI) llevaron a cabo un segundo estudio de emisiones de metano
de los componentes de equipo en 16 instalaciones reguladoras y medidoras de gas
natural en transmision y distribucion. Cuatro de las instalaciones estudiadas fueron
estaciones de regulacion de sistemas de distribucion. Este analisis incluyo los
conteos de los componentes de cada lugar, las detecciones y las mediciones de
fugas de componentes individuals usando un muestreador de alto volumen. Al
igual que en el estudio anterior, se descubrio que los controladores neumaticos
contribuian a la mayoria de las emisiones totales del lugar (mas del 95 por ciento).
Debido a que los dispositivos neumaticos estan disenados para purgar gas durante
la operacion normal, estas emisiones no se consideran como fugas. Los controla-
dores neumaticos ofrecen una oportunidad importante para reducir las emisiones
de metano de las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie, lo
cual es el objetivo de las Lecciones Aprendidas de EPA: Convertirlos controles
neumaticos de gas a instrumentos de air (Convert Gas Pneumatic Controls to
Instrument Air) y Las opciones para reducir las emisiones de metano de los
dispositivos neumaticos en la industria de gas natural (Options for Reducing
Methane Emissions from Pneumatic Devices in the Natural Gas Industry).
-------
Cuadro 5: Factores de emisiones promedio de las fugas de equipo
en dieciseis instalaciones de medicion y regulation
Componente
Valvula de esfera/
Have de macho
Valvula de control
Brida
Valvula de
regulacion
Ventila neumatica
Valvula de alivio
de presion
Conectores
Total
Factor de emisiones
(Mcf/ano/componente)
0.21
0.46
0.13
0.79
134.3
4.84
0.11
Numero total de
componentes examinados
248
17
525
146
40
5
1280
2,261
Numero promedio de
componentes por lugar
18
1
38
10
1
1
91
162
Fuente: Indaco Air Quality Services, 1998.
El Cuadro 5 resume los factores promedio de emisiones de los componentes
obtenidos durante el estudio de campo de 1998. Aproximadamente el 5 por ciento
de los 2,261 componentes totales que se examinaron resultaron tener fugas.
El Cuadro 5 muestra que se encontro que las valvulas de alivio de presion eran la
fuente mas grande de fugas, seguidas por las valvulas de regulacion y las valvulas
de control. Las fugas mas pequenas se encontraron en los conectores, las bridas
y las valvulas de esfera/llaves de macho. El Cuadro 5 indica que la fuga tipica que
puede esperarse en las estaciones de regulacion y en las instalaciones de superficie
es relativamente pequena, y que el numero de componentes a examinarse en cada
instalacion es mas de 100.
Basado en las mediciones de fugas de componentes individuales de equipo, el
estudio de 1998 determine que el promedio total de las emisiones de gas de las
instalaciones de dosificacion y regulacion era de 409 Mcf al ano. Excluyendo las
emisiones totales de la instalacion contribuidas por los controladores neumaticos,
el total promedio de las emisiones contribuidas por las fugas de equipo estaban
en una gama de 20 a 40 Mcf por lugar, aunque se reportaron fugas importantes
en el rango de 60 a 100 Mcf al ano en algunos lugares.
El estudio de campo de 1998 refuerza el punto que se hizo en el Paso 1, que un
programa DI&M rentable en las estaciones de regulacion y en las instalaciones de
superficie debe apoyarse en un costo muy bajo y tecnicas rapidas de deteccion.
De lo contrario, el costo de localizar las fugas podria no compensar los ahorros
que se logran al reparar las fugas.
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 cuya reparacion es rentable. Algunas fugas
pueden repararse en el acto, por ejemplo, simplemente apretando el empaquetado
del vastago de la valvula. Otras reparaciones son mas complicadas y requieren la
10
-------
paralizacion de equipo o piezas nuevas. Para estas reparaciones, los operadores
pueden elegir colocar marcas de identificacion, para que las fugas se reparen
mas adelante.
Deben realizarse las reparaciones sencillas en el acto, tan pronto como se
descubren las fugas. 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 plazo de recuperacion de la inversion puede calcu-
larse con facilidad en cada reparacion de fuga. Los participantes despues pueden
decidir que componentes con fugas es economico reparar.
El cuadro 6 ofrece un ejemplo de este tipo de analisis de costo de reparacion, el
cual resume los costos de reparacion, los ahorros totales de gas y el calculo de los
ahorros netos de las reparaciones que se planean. Los datos de fuga y reparacion
mencionados en el Cuadro 6 son parte del estudio de campo de EPA/GRI/PRCI
de 1998, durante el cual se evaluaron las reparaciones de fugas de dos de las
dieciseis instalaciones incluidas en el estudio.
Cuadro 6: Ejemplo de los costos de reparacion y los
ahorros netos de componentes selectos de equipo
Descripcion
del
componente
Valvula
de esfera
Valvula de
regulation
Valvula de
regulation
Conectores
Medidor
de orificio
Sr. Daniel
Brida3
Tipo de
reparacion
Reengrasado
Reemplazo
del empacado
del vastago
de la valvula
Reemplazo
del empacado
del vastago
de la valvula
Apretar los
accesorios
roscados
Apretar
accesorios
Apretados
(calculo)
Costa de
reparacion'
(incluye
mano de
obray
materiales)
$13
$3
$3
$3
$33
$40
Numero total de
componentes
reparados en
los dos lugares
5
5
1
4
1
5
Ahorros
totales
de gas
(Mcf/aiio)
60 Mcf
67Mcf
92Mcf
11 Mcf
68Mcf
99 Mcf
Ahorros
netos
calculados2
$/aiio
$115
$36
$243
$21
$171
$97
Plazo de
recuperacion
de la inver-
sion de la
reparacion
(anos)
0.4
0.8
0.1
0.4
0.2
0.7
1 El costo promedio de reparacion en el ano 2002.
2Supone un precio de gas de $3.00/Mcf.
3 El costo de reparacion no se reporto en el estudio original. El costo de reparacion de bridas calculado se baso
en datos similares de 1997 de costos de reparacion de fugas de bridas de "compresores apagados" en las
estaciones de compresores.
Fuente: Indaco Air Quality Services, Inc., 1998, Trends in Leak Rates at Metering and Regulating Facilities and
the Effectiveness of Leak Detection and Repair (LDAR) Programs, Draft Report.
11
-------
Debido a consideraciones de seguridad, algunos participantes reparan todas las
fugas descubiertas en las estaciones de regulacion y en las estaciones dosificado-
ras. En este caso, el programa DI&M puede ser util para mejorar la rentabilidad de
las operaciones de inspeccion y mantenimiento en curso al establecer prioridades
en las reparaciones, las fugas mayores se identifican y reparan primero, o la inspec-
cion y el mantenimiento se lleva a cabo con mas frecuencia en las instalaciones con
la mayor frecuencia de fugas.
Conforme se descubren, miden y reparan las fugas, los operadores deben registrar
los datos basicos de manera que las inspecciones futuras puedan concentrarse en
los componentes con fugas mas importantes. Esta informacion se usara para dirigir
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).
Paso 4: Desarrollo de un plan de inspeccion para los programas de inspeccion
y mantenimiento 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 evaluarse y probar, asi como los componentes
de equipo que se excluiran de la inspeccion.
* Las herramientas de deteccion 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 deteccion 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 se usaran para dirigir la siguiente inspeccion DI&M.
Los operadores deben preparar un programa de inspeccion de DI&M que logre
la mayor rentabilidad de ahorros de gas y a la vez se ajuste a las caracteristicas
unicas de la instalacion, por ejemplo, la antiguedad, el tamano y la configuracion de
las instalaciones y la presion de entrada. Algunos participantes programan las inspec-
ciones DI&M de acuerdo con la vida calculada de las reparaciones hechas durante
la inspeccion previa. Otros participantes 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.
12
-------
Ahorros
calculados
Los ahorros logrados por los participantes de Natural Gas STAR que implementaron
programas DI&M en las estaciones de regulacion y las instalaciones de superficie
varian ampliamente. Los factores que afectan los resultados incluyen el numero de
estaciones en el programa DI&M, la etapa de desarrollo del programa (por ejemplo,
programa nuevo a diferencia de antiguo), y el nivel de implementacion y los costos
de reparacion. Los costos difieren entre las instalaciones debido al tipo de equipo
de deteccion y medicion usado, la frecuencia de las inspecciones y el numero y
tipo de personal que lleva a cabo las inspecciones.
El Cuadro 7 ofrece un ejemplo hipotetico de los costos y los beneficios de establecer
un programa DI&M en tres estaciones de regulacion. Las tasas de fuga y el numero
de componentes con fugas de este ejemplo estan basados en tasas de fugas
reales declaradas en tres sitios en el estudio de EPA/GRI/PRCI de 1998. El Cuadro
7 ilustra el tipo de calculos que los participantes de distribucion deben hacer para
evaluar si el programa DI&M puede ser rentable para sus operaciones.
El Cuadro 7 ilustra que aunque los costos de encontrary reparar las fugas podria no
recuperarse con el valor del gas que se ahorra en cada uno de los lugares, si varies
lugares se incluyen en el programa DI&M, el programa global puede continuar siendo
rentable. En el ejemplo hipotetico del Cuadro 7, el programa DI&M no es rentable
en el lugar 2, aunque es rentable en los tres lugares si se consideran como un todo.
En este caso, el operador usara la experiencia obtenida de la inspeccion basica del
lugar 2 para controlar las inspecciones subsiguientes; posiblemente excluyendo el
lugar 2 de las siguientes inspecciones, examinando el lugar 2 con menos frecuencia
o examinando solamente un grupo selecto de componentes.
13
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Cuadro 7: Ejemplo del calculo de los ahorros al implementar un programa
DI&M en estaciones de regulation e instalaciones de superficie
Supuestos generales:
Deteccion de fugas mediante la tecnica 2 horas x $/hora de costo de mano de obra
del jabon por hora; 80 componentes
Mediciones de fugas usando
correlaciones de analizadores TVA
Tasa de mano de obra por hora
Costo de capital del analizadorTVA
Duracion calculada de la reparacion
1 hora x $/hora de costo de mano de obra
$50/hora
$0 (supone que ya lo tiene el participante)1
12 meses
Lugar 1
Numero de fugas
Costo de la reparacion hipotetica
Ahorro total de gas
20 fugas (seis valvulas reparadas - 2 x 30 Mcf/ano;
2x10 Mcf/ano; 2x1 Mcf/ano)
Supone 3 reparaciones x $10 y 3 reparaciones a $3
82Mcf
Lugar 2
Numero de fugas
(supone menos fugas para medir)
Costo de la reparacion hipotetica
Ahorro total de gas
8 fugas (2x10 Mcf/ano; 6x2 Mcf/ano)
Supone 2 reparaciones x $5; 6 reparaciones sin costo
32Mcf
Lugar 3
Numero de fugas
Costo de la reparacion hipotetica
Ahorro total de gas
16 fugas (1x60 Mcf; 2x30 Mcf; 1x15 Mcf; 6x10 Mcf; 6x1 Mcf)
Supone 1 reparacion x $33; 2 reparaciones x $15;
5 reparaciones x $3; las reparaciones restantes sin costo
201 Mcf
Lugar 1
Lugar 2
Lugar 3
Total
Costo
total de la
inspection
$150
$125
$150
$425
Costo
total de
reparation
$39
$10
$78
$127
Valor del
gas ahorrado
($3/Mcf)
$246
$96
$603
$945
Ahorros
netos
$57
($39)
$375
$393
Plazo de
recuperation
de la inversion
9.2 meses
17 meses
4.5 meses
7 meses
1 Los analizadores TVA pueden costar hasta $2,000. Los ahorros de las emisiones que se evitan
podrfan no justificar la compra del analizador TVA.
Experiencia de un participante
De 1995 a 2000, 18 participantes de Natural Gas STAR informaron que obtuvieron
ahorros de gas al implementar un programa DI&M en estaciones de regulacion
e instalaciones de superficie. En el Cuadro 8 se muestran tres ejemplos.
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Cuadro 8: Experiencia de participantes al implementar un programa DI&M
en estaciones de regulation e instalaciones de superficie
Compania A: Durante el ano 2000, esta compania evaluo 86 instalaciones y descubrio fugas en
48 lugares. Se identificaron un total de 105 fugas, y 66 fugas (63 por ciento) se repararon. El costo
total de localizar y reparar las fugas fue $2,453, un promedio de $29 por cada instalacion evaluada.
Los ahorros totales de gas fueron 1,519 Mcf al ano, con un valor de $6,557 a $3 por Mcf. Los
ahorros totales del programa DI&M fueron de $4,104. Los ahorros netos fueron aproximadamente
$50 por cada instalacion evaluada.
Ahorro total de gas $6,557
Costo total de la inspeccion $1,700
Costo total de las reparaciones $753
Ahorros netos $4,104
Companfa B: Se evaluaron dieciocho instalaciones en 1997 con un costo total de $1,080. Se
identificaron quince pequenas fugas incluyendo 1 brida, 2 accesorios recalcadores de trabado y
12 pequenas valvulas. La tasa promedio de fuga fue de 17.5 Mcf al ano. Las 15 fugas se repararon
con un costo de $380, lo cual brindo un ahorro de gas de 263 Mcf al ano. A $3 por Mcf, el valor
del gas que se ahorro fue de $789. El costo total de la inspeccion y las reparaciones de las fugas,
$1,460, no se recupero el primer ano. El costo promedio de inspeccion y reparacion fue $60 por
instalacion inspeccionada.
Ahorro total de gas $789
Costo total de la inspeccion $1,080
Costo total de las reparaciones $380
Ahorros netos $(671)
Companfa C: Esta companfa evaluo 306 instalaciones e identified y reparo 824 fugas. Cuatro fugas
se describieron como "grandes", siete como "medianas" y las restantes fueron descritas como
"pequenas", lo que signified que se necesito un detector electronico o la tecnica del jabon para
localizar las fugas. La inspeccion y los costos de reparacion totales fueron aproximadamente de
$16,500, un promedio de $54 por lugar evaluado. Los ahorros totales de gas fueron 117,800 Mcf,
un promedio de 143 Mcf por fuga. Los ahorros netos fueron aproximadamente $1,100 por insta-
lacion evaluada (a $3 por Mcf).
Ahorro total de gas $353,430
Costo total de la inspeccion y las reparaciones $16,500
Ahorros netos $336,930
El numero de instalaciones incluidas en los programas DI&M de los participantes
fluctuo desde menos de 20 instalaciones hasta mas de 2,100 instalaciones. Se
encontraron fugas en el 50 por ciento de las instalaciones, y se encontro un prome-
dio de dos fugas por cada instalacion con fugas. El ahorro promedio de emisiones
por reparacion de fugas fue 100 Mcf por fuga.
Los participantes declararon que los costos de inspeccion y reparacion variaron
sustancialmente. Los costos incrementales de las inspecciones del programa
DI&M fluctuaron desde "insignificantes" para los participantes con programas de
inspeccion de fugas en curso y ya establecidos, hasta mas de $1,200 por
instalacion. Los costos mas altos de una inspeccion DI&M se asociaron con los
sistemas grandes de distribucion en las areas urbanas en donde los costos de
mano de obra son mayores, y las estaciones de regulacion se supone que son
mas grandes y tienen mas componentes. Los costos de reparacion reportados
fluctuaron de igual manera desde insignificantes por reparaciones simples
realizadas en el acto, hasta mas de $500 por reparacion.
15
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Lecciones
aprendidas
Los programas de inspeccion y mantenimiento controlados (DI&M) pueden reducir
los costos de inspeccion y mejorar las reparaciones rentables de fugas. Identificar
a las estaciones y 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:
* Para que sea rentable, el programa DI&M en las estaciones de regulacion y
en las instalaciones de superficie debe usar tecnicas de deteccion y medicion
rapidas y economicas. Para detectar fugas se recomiendan la tecnica del jabon,
escuchar las fugas audibles, los "olfateadotes" portables de gas y los analiza-
dores TVA y OVA. Las deteccion de concentraciones mediante TVA y las
ecuaciones de correlaciones de EPA se recomiendan como metodos rentables
para el calculo de la tasa de fuga en masa, especialmente si los analizadores
TVA u OVA estan ya disponibles en las instalaciones.
* Un numero pequeno de fugas grandes contribuye a la mayoria de las emisiones
fugitivas de metano de la instalacion. Los participantes deben concentrarse en
encontrar las fugas de los componentes del equipo cuya reparacion sea
rentable. Una de las reparaciones mas rentable es simplemente apretar el
empacado de las valvulas o las conexiones flojas en el momento que se
detecte la fuga. Los participantes han descubierto que es util observar las ten-
dencias, hacer preguntas como "i,tienen mas fugas las valvulas de regulacion
que las valvulas de esfera?"
* Los participantes tambien han descubierto que algunos lugares son mas
propensos a tener fugas que otros. Vigilar los resultados del programa DI&M
puede mostrar que algunas instalaciones pueden necesitar inspecciones de
seguimiento con mas frecuencia.
* Establezca un paso de "reparacion rapida" que implique hacer las reparaciones
sencillas a los problemas simples (por ejemplo, una tuerca suelta, una valvula
sin cerrar completamente) durante el proceso de inspeccion.
* Al volver a inspeccionar los componentes con fugas despues de hacer las
reparaciones se confirma la eficacia de la reparacion. Una manera rapida de
verificar la eficacia de una reparacion es usar el metodo de deteccion con
jabon.
* Las inspecciones frecuentes (por ejemplo, trimestral o semestralmente) durante
el primer ano de un programa DI&M ayudan a identificar los componentes
y las instalaciones con las mayores tasas de fugas y recurrencia de fugas,
y establece la base de informacion necesaria para realizar las inspecciones
con menor frecuencia en afios subsiguientes.
* Registrar las reducciones de emisiones de metano de cada estacion de
regulacion y/u otra instalacion de superficie, e incluir 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 variaran
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 convenientes
economicamente para sus operaciones.
16
-------
Bascom-Turner Instruments, contacto personal.
Referencias
Foxboro Environmental Products, contacto personal.
Gas Technology Institute (anteriormente Gas Research Institute), contacto personal.
Henderson, Carolyn, U.S. EPA Natural Gas STAR Program, 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 (anteriormente Gas Research Institute), Chicago, IL.
Indaco Air Quality Services, Inc., 1998, Trends in Leak Rates at Metering and
Regulating Facilities and the Effectiveness of Leak Detection and Repair (LDAR)
Programs, Draft Report prepared for PRC International, Gas Research Institute,
and the U.S. Environmental Protection Agency.
Radian International, 1996, Methane Emissions from the Natural Gas Industry,
Volume 2, Technical Report, Report No. GRI-94/0257.1. Gas Technology Institute
(anteriormente Gas Research Institute), Chicago, IL.
Radian International, 1996, Methane Emissions from the Natural Gas Industry,
Volumen 10, Metering and Pressure Regulating Stations in Natural Gas Transmission
and Distribution, Informe No. EPA600-R-96-080J.
Tingley, Kevin, U.S. EPA Natural Gas STAR Program, 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.
U.S. Environmental Protection Agency, 1995, Protocol for Equipment Leak Emission
Estimates, Office of Air Quality Planning and Standards, EPA453-R-95-017,
noviembre de 1995.
U.S. Environmental Protection Agency, 2001, Lecciones Aprendidas: Convierta
los controles neumaticos de gas a a/re comprimido para instrumentacion
(Convert Gas Pneumatic Controls to Instrument Air), EPA430-B-01 -002.
U.S. Environmental Protection Agency, 2003, Lecciones Aprendidas: Opciones
para reducir las emisiones de metano de los dispositivos neumaticos en la industria
de gas natural (Options for Reducing Methane Emissions from Pneumatic Devices
in the Natural Gas Industry), EPA430-B-03-004.
17
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18
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19
-------
&EPA
Agenda de Proteccion del Medio
Ambiente de los Estados Unidos
Aire y Radiacion (6202J)
1200 Pennsylvania Ave., NW
Washington, DC 20460
EPA430-B-03-018S
Octubre de 2003
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