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• Franco Armando

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO, GAS NATURAL Y PETROQUIMICA SECCIÓN DE POSGRADO Y SEGUNDA ESPECIALIZACIÓN

"OBTENCIÓN DE GAS NATURAL LICUADO PRESURIZADO: GNLP" TESIS PARA OBTENER EL GRADO ACADÉMICO DE MAESTRO EN CIENCIAS CON MENCION EN INGENIERIA DE PETROLEO Y GAS NATURAL

HUGO ALFONSO TALAVERA HERRERA LIMA-PERU

2011

RESUMEN El presente proyecto, tiene como objetivo general promover e incentivar el mayor consumo del gas natural a nivel nacional, mostrándose como una alternativa adicional a la distribución por duetos, al Gas Natural Comprimido (GNC) y al Gas Natural Licuado (GNL) desde el punto de vista de la innovación tecnológica, de la distancia a los puntos de abastecimiento, del valor agregado de negocios ya consolidados de GNC y GNV, de la rentabilidad, de la seguridad y de la protección al medio ambiente. La innovación tecnológica está basada en el diseño de un nuevo sistema, cuyo proceso nos permitirá obtener un producto inédito en la comercialización del gas natural convencional, al cual le he denominado GNLP, que son las siglas de Gas Natural Licuado Presurizado. La obtención del GNLP se realizará a través de un proceso de compresión, enfriamiento y estrangulación I expansión del gas natural, cuyo resultado será validado a través de diferentes escenarios en un simulador de muy reconocido uso en la industria actual. Lo particular del proyecto es que no se necesitará de una típica planta de licuado de gas natural, ni de los procesos convencionales que se utilizan en las mismas, generándose con ello un significativo ahorro en la conformación del producto, es decir, del GNLP. El GNLP se procesará a partir de un negocio ya consolidado como son los gasocentros de GNV o las estaciones de compresión de gas natural, eliminando los costos de inversión en el terreno y en el equipo más costoso de este negocio, el compresor. Asimismo, el proyecto podría aplicarse desde yacimientos de gas natural o de gas natural asociado, cuando la viabilidad de un gasoducto no sea factible técnica o económicamente.

111

El GNLP también disminuye los costos involucrados en la regasificación y transferencia hacia los puntos de consumo, debido a que se manejaría a condiciones de presión y temperatura cercanas a su punto crítico y a la línea de burbuja, es decir, un producto que contaría con fuerza de impulsión propia para el trasvase y con una temperatura que facilitaría su regasificación. El almacenamiento del GNLP antes de su comercialización, se realizaría en cilindros con aislamiento de poliuretano inyectado, perlita al vacío u otro medio, ya sea de manera individual o en módulos contenedores. Asimismo, el transporte de los cilindros sería a través de medios convencionales existentes por su característica modular. Por otro lado, se realizará un análisis técnico-económico de la aplicabilidad del mismo a la industria actual para ver su ventaja competitiva contra los combustibles alternativos tales como el GLP, el Diesel y el Residual, así como contra la distribución por duetos, el GNC y el GNL. Por lo tanto, el proyecto ofrece una nueva alternativa tecnológica de la distribución del gas natural, así como una opción adicional de ingresos a los empresarios que apostaron por la comercialización del gas natural en el País. Este proyecto permitirá acceder a nuestro principal recurso a todos aquellos potenciales usuarios residenciales, comerciales e industriales alejados de las redes de distribución del gas natural, del alcance del GNC, de la imposibilidad del GNL, así como el reemplazo de los combustibles alternativos, contribuyendo a la seguridad, la economía y a la protección del medio ambiente.

IV

INDICE RESUMEN ............................................................................................................ 111

INDICE ................................................................................................................... V

LISTA DE FIGURAS ............................................................................................. IX

LISTA DE TABLAS............................................................................................. XIII

1

2

CAPITULO 1.- INTRODUC CI ÓN. .................................................................... 1 1.1

SITUACIÓN PROBLEMÁTICA: ........................................................................ 1

1.2

FORMULACIÓN DEL PROBLEMA: ................................................................... 1

1.3

JUSTIFICACIÓN: .......................................................................................... 2

1.4

OBJETIVOS: ............................................................................................... 2

1.5

ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO: .................................................................. 2

CAPITULO 11.- MARCO TEÓRICO. ................................................................ 5 2.1

ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN: ........................................................ 5

2.1.1

Antecedentes Gas Natural Comprimido (GNC): ............................... 5

2.1.2

Antecedentes Gas Natural Licuado (GNL): ..................................... 15

2.1.3

Antecedentes otras tecnologías: ..................................................... 21

2.1.3.1

Recuperación de vapores en buques de GNL............................. 21

2.1 .3.2 Licuefacción usando la energía de los gasoductos ..................... 22 2.1.3.3 Gas To Liquid (GTL).................................................................... 23 2.1 .3.4 Hidratos de Gas Natural (HGN)................................................... 27 2.1.3.5 Gas To Wire (GTW)..................................................................... 30 2.1.4 2.2

Antecedentes Gas Natural en el Perú: ............................................ 32

BASES TEÓRICAS: .................................................................................... 37

2.2.4 2.2.4.1

Gas Natural Licuado (GNL): ............................................................ 38 Proceso APCI .............................................................................. 49

2.2.4.2 Proceso DMR .............................................................................. 50 V

2.2.4.3 Proceso LINDE............................................................................ 51 2.2.4.4 Proceso CONOCOPHILLIPS ...................................................... 53 2.2.5

Gas Natural Comprimido (GNC): .................................................... 56

2.2.5.1 Subsistema de regulación y medición. ........................................ 58 2.2.5.2 Subsistema de compresión. ........................................................ 59 2.2.5.3 Subsistema de almacenaje. ........................................................ 65 2.2.5.4 Subsistema de despacho ............................................................ 68 3

4

CAPITULO 111.- MARCO METODOLÓGICO DE LA PROPUESTA.............. 76 3.1

TIPO DE INVESTIGACIÓN: ........................................................................... 76

3.2

CONSIDERACIONES GENERALES: ............................................................... 76

CAPITULO IV.- RESULTADOS.................................................................... 78 4.1

ANÁLISIS, INTERPRETACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS: ......................... 78

4.1.4

Análisis del comportamiento termodinámico del proceso: .............. 78

4.1.4.1 Por diagrama presión - entalpía: ................................................. 78 4.1 .4.2 Por simulación del proceso usando Hysys: ................................. 83 4.1.4.2.1 Simulación del GNLP a 34 bar - Válvula: .............................. 86 4.1.4.2.2 Simulación del GNLP a 40 bar - Válvula: .............................. 88 4.1.4.2.3 Simulación del GNLP a 34 bar - Expansor: ........................... 90 4.1.4.2.4 Simulación para encontrar el cambio de fase espontáneo: ... 92 4.1.4.2.5 Simulación del GNLP a O bar - Expansor: ............................. 94 4.1.4.2.6 Simulación del GNLP a 4 bar - sin lntercambiador: ............. 96 4.1.5

Análisis del factor de conversión de GNLP a gas natural: .............. 98

4.1.6

Análisis de la capacidad de transporte: ......................................... 101

4.1.7

Análisis técnico - económico: .........................................................102

4.1.8

Análisis de rentabilidad: GNLP vs combustibles alternativos .........106

4.1.9

Análisis de competitividad: GNLP vs Duetos, GNC y GNL ............ 117

4.1.1O

Interpretación y discusión de resultados: ....................................... 118

4.2

PRUEBAS DE HIPÓTESIS: ..........................................................................119

4.2.4

Variable dependiente: ....................................................................119

4.2.5

Variables independientes: ..............................................................120

4.2.6

Variables intervinientes: ................................................................. 120 Vl

4.3

5

PRESENTACIÓN DE RESU LTADOS: .............................................................120

4.3.4

Propuesta final del proceso GNLP: ................................................ 120

4.3.5

Rentabilidad esperada del proyecto: ..............................................124

4.3.6

Sensibilidad del proyecto: ..............................................................124

CAPITULO V.-DISEÑO DEL MODELO ......................................................129 5.1

DISEÑO: .................................................................................................129

5.1.1

Sistema de licuado para obtener el GNLP: ....................................129

5.1.2

Sistema de envasado de GNLP: ....................................................129

5.1.3

Sistema de almacenamiento de GNLP: .........................................129

5.1.4

Sistema de transporte de GNLP: ...................................................130

5.1.5

Sistema de abastecimiento de gas natural: ...................................130

5.1.6

Detalles específicos del diseño: .....................................................130

5.1.6.1 Licuefacción del Gas Natural: .....................................................130 5.1 .6.2 Transvase del GNLP: .................................................................131 5.1.6.3 Cilindros de almacenamiento del GNLP .....................................131 5.2

PROCESAMIENTO: ...................................................................................132

5.2.4

Detalles específicos del procesamiento: ........................................132

5.2.4.1 Primera etapa: ............................................................................132 5.2.4.2 Segunda etapa: .......................................................................... 133 5.2.4.3 Tercera etapa: ............................................................................133 6

CAPITULO VI.-ANÁLISIS DE RESULTADOS . ..........................................134 6.1

ANÁLISIS: ...............................................................................................134

6.1.1 7

8

Detalles específicos del análisis: ...................................................134

CAPITULO VII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES . ...................135 7 .1

CONCLUSIONES: .....................................................................................135

7 .2

RECOMENDACIONES: ...............................................................................137

CAPITULO VIII.- BIBLIOGRAFÍA ................................................................138

Vll

9

CAPITULO IX.- ANEXOS. ........................................................................... 141 9.1

ANEXO 1: TIEMPO ESTIMADO SIN FUNCIONAMIENTO DE UN COMPRESOR••••••• 141

9.2

ANEXO 2: RESEÑA HISTÓRICA DEL GNL ................................................... 142

Vlll

LISTA DE FIGURAS Figura 1.-Transporte de GNC a través de módulos contenedores: vista lateral ..................................................................................................................... 6 Figura 2.-Transporte de GNC a través de módulos contenedores: vista posterior ................................................................................................................ 6 Figura 3.-Transporte de GNC a través de cilindros verticales fijos: vista lateral ..................................................................................................................... 7 Figura 4.-Transporte de GNC a través de cilindros verticales fijos: vista posterior - sistema de carga/descarga con válvula servocomandada............ 8 Figura 5.- Principio de funcionamiento del empuje hidráulico en cilindros verticales ............................................................................................................... 8 Figura 6.-Transporte de GNC a través de recipientes (8 tubos): vista lateral 9 Figura 7.-Transporte de GNC a través de recipientes (8 tubos): vista posterior - sistema de carga I descarga.......................................................... 1 O Figura 8.- Principio de funcionamiento hidráulico en recipientes................. 1 O Figura 9.-Transporte de GNC a través de recipientes (3 tubos): vista lateral ............................................................................................................................. 11 Figura 10.-Transporte de GNC a través de recipientes con soldadura y fibra de vidrio: vista delantera................................................................................... 12 Figura 11.-Transporte de GNC a través de recipientes (8 tubos): Vista lateral. ............................................................................................................................. 13 Figura 12.-Transporte de GNC a través de cilindros verticales: vista lateral14 Figura 13.- Comparación de conductividades de los diferentes tipos de aislamientos........................................................................................................ 15 Figura 14.-Transporte de GNL a través de cisterna aislada con poliuretano inyectado............................................................................................................. 16 Figura 15.-Transporte de GNL a través de cisterna aislada con poliuretano inyectado............................................................................................................. 16 Figura 16.-Transporte de GNL a través de cisterna aislada al vacío............ 17 Figura 17.-Transporte de GNL a través de cisterna aislada al vacío+ perlita ............................................................................................................................. 17

lX

Figura 18.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada mixta: vista lateral y bottom loading..................................................................................... 18 Figura 19.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada mixta: vista lateral................................................................................................................... 18 Figura 20.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada con vacío + perlita al vacío + perlita y lana criogénica........................................................ 19 Figura 21.- Medio de transporte de GNL - GN................................................. 20 Figura 22.- Medio de transporte de GNL - GN tipo 11....................................... 20 Figura 23.- Recuperación de vapores en buques metaneros......................... 22 Figura 24.- Extracción parcial de GNL en duetos ............................................ 23 Figura 25.- Principales etapas del proceso Fischer Tropsch ......................... 24 Figura 26.- Hidratos de Gas Natural (HGN) ...................................................... 27 Figura 27 .- Proceso de comercialización de HGN........................................... 28 Figura 28.- Procesamiento y carga del HGN .................................................... 29 Figura 29.- Descarga y uso del HGN................................................................. 29 Figura 30.- Gas To Wire (GTW) Onshore.......................................................... 30 Figura 31.- GTW Offshore.................................................................................. 31 Figura 32.- Ubicación de Camisea.................................................................... 32 Figura 33.- Estructuración del Gas Natural de Camisea en el Perú............... 33 Figura 34.- Recorrido de los duetos del proyecto Camisea. .......................... 34 Figura 35.- Dimensiones del dueto de transporte........................................... 35 Figura 36.- Dimensiones del dueto de distribución......................................... 35 Figura 37 .- Esquema conceptual del sistema de distribución. ...................... 36 Figura 38.- Suministro de gas natural en redes locales.................................. 36 Figura 39.- Factor de conversión del GNL a gas natural. ............................... 38 Figura 40.- Etapas del tratamiento del gas natural.......................................... 40 Figura 41.- Estructuras moleculares de aminas comunes. ............................ 45 Figura 42.- Proceso APCI ................................................................................... 49 Figura 43.- Proceso DMR ................................................................................... 50 Figura 44.- Proceso LINDE. ............................................................................... 52 Figura 45.- Esquema básico de CONOCCOPHILLIPS..................................... 54 Figura 46.- Proceso cascada optimizada de CONOCCOPHILLIPS ................. 55 Figura 47 .- Esquema cascada de CONOCCOPHILLIPS .................................. 55 Figura 48.- Esquema típico de un Gasocentro de GNV................................... 57 X

Figura 49.- Estación de regulación y medición. .............................................. 58 Figura 50.- Áreas de riesgo del recinto. ........................................................... 59 Figura 51.- Sensor de vibraciones .................................................................... 61 Figura 52.- Regulador de espacio nocivo ......................................................... 61 Figura 53.- Visores de aceite ............................................................................. 61 Figura 54.- Soportes anti vibratorios ................................................................ 62 Figura 55.- Válvula reguladora .......................................................................... 62 Figura 56.- Válvula de seguridad . ..................................................................... 62 Figura 57.- Válvula de despresurizado. ............................................................ 63 Figura 58.- Bomba de lubricación del tipo engranaje . .................................... 63 Figura 59.-Tanque pulmón incorporado .......................................................... 63 Figura 60.- Compresor de gas natural.............................................................. 64 Figura 61.- Compresor de gas natural de 3 etapas .......................................... 64 Figura 62.- Partes del sistema de almacenamiento ......................................... 66 Figura 63.- Cilindros de almacenaje ................................................................. 66 Figura 64.- Cilindros de almacenaje dentro de un módulo ............................. 67 Figura 65.- Vista exterior del modulo del sistema de compresión ................. 67 Figura 66.- Vista de un dispensador multiservicio .......................................... 69 Figura 67.- Medidor de coriolis (flujo másico) ................................................. 70 Figura 68.- Efecto Coriolis ................................................................................. 71 Figura 69.- Principio del medidor de coriolis ................................................... 72 Figura 70.- Secuencia en el medidor de coriolis ............................................. 73 Figura 71.- Flujo en el medidor de coriólis ....................................................... 73 Figura 72.- Deflexión angular. ........................................................................... 75 Figura 73.- Diagrama p-h del Metano. Planteamiento Termodinámico: (Compresión, Enfriamiento y Estrangulación I Expansión) ........................... 79 Figura 74.- Diagrama Presión - Entalpía del Metano. Planteamiento Termodinámico: (Válvula I Expansor) .............................................................. 80 Figura 75.- Costo por producto ........................................................................112 Figura 76.- Incremento de los costos porcentuales .......................................112 Figura 77.- Ahorro respecto al residual ...........................................................113 Figura 78.- Ahorro respecto al GLP.................................................................114 Figura 79.- Ahorro respecto al diesel . .............................................................114 Figura 80.- Costo industrial en nuevos soles ................................................. 116 XI

Figura 81.- Costo industrial en nuevos dólares..............................................116 Figura 82.- Diagrama Presión-Entalpía del Metano. Planteamiento Termodinámico: (Compresión, Enfriamiento y Estrangulación) ...................121 Figura 83.- Diagrama Presión - Entalpía del Metano. Planteamiento Termodinámico: (Compresión, Enfriamiento y Estrangulación) ...................122 Figura 84.- Diagrama de spider . .......................................................................125 Figura 85.- Sensibilidad del precio de venta del gas natural .........................126 Figura 86.- Sensibilidad de las inversiones ....................................................127 Figura 87 .- Sensibilidad del costo del gas natural .........................................128

Xll

LISTA DE TABLAS Tabla 1.-Principales etapas del proceso Fischer Tropsch..........................25 Tabla 2.- Hidrocarburos normales (cadena lineal)......................................39 Tabla 3.-Toxicidad del sulfuro de hidrógeno............................................42 Tabla 4.-Procesos de endulzamiento y sus aplicaciones.......................... 43 Tabla 5.-Capacidad de remoción - endulzamiento....................................46 Tabla 6.- Especificaciones esperadas para el gas natural..............................47 Tabla 7.-Composición del refrigerante.....................................................51 Tabla 8.-Componentes del gas natural...................................................84 Tabla 9.-Componentes incluyendo su simbología...................................99 Tabla 10.-Flujo de caja: VAN y TIR del proyecto.....................................104 Tabla 11.-Resultados del flujo de caja..................................................105 Tabla 12.-Comparación de ahorros.......................................................111 Tabla 13.-Ahorro por cambio al GNLP...................................................113 Tabla 14.-Comportamiento del VAN ante el cambio de factores................124

xm

1· 1.1

CAPITULO 1.- Introducción. Situación problemática: Uso domiciliario 1 comercial e industrial del Gas Natural, restringido en el Perú a causa de la dependencia de las redes de distribución de Gas Natural, cuyo alcance es limitado y solo beneficia a los que se encuentran cerca de las mismas o dentro del radio de acción del GNC. Por otro lado, la existencia de tiempos sin funcionamiento del compresor 1 que en caso de los Gasocentro de Gas Natural Vehicular (GNV) depende del tiempo existente entre el máximo y el mínimo valor de presión de almacenamiento requerido para el normal despacho a los vehículos de GNV. Cabe resaltar que en función al crecimiento de la oferta con nuevos gasocentros de GNV estos tiempos se irán incrementando. En el caso de las estaciones de compresión los tiempos sin funcionamiento del compresor está supeditado de manera similar a los gasocentros de GNV pero dirigido al almacenamiento de módulos contenedores o recipientes de almacenaje de Gas Natural Comprimido (GNC). El tiempo sin funcionamiento del compresor oscila aproximadamente entre un 33% a un 83% 1 dependiendo de la demanda de la zona en el caso GNV o del requerimiento de clientes en el caso de GNC.

1.2

Formulación del problema: ¿Es posible brindar un combustible más rentable y menos contaminante que los combustibles alternativos usados en los puntos alejados a las redes de distribución de Gas Natural en el País o del alcance del GNC?

1

Ver Anexo 1

Pág. 1

1.3

Justificación: Promover e incentivar el mayor consumo de gas natural en el Perú, acelerando el cambio de la matriz energética al gas natural mediante el uso de una energía rentable, que contribuya a mejorar la calidad de vida de la población y reducir el daño al medio ambiente originado por el uso de otros combustibles más contaminantes.

1.4

Objetivos: •

Evaluar la factibilidad de uso del Gas Natural Licuado Presurizado (GNLP) como alternativa de masificación del gas natural.

•

Evaluar las ventajas competitivas del GNLP sobre el transporte por GNL o duetos en zonas alejadas.

• 1.5

Identificar los aspectos claves en el proceso de obtención del GNLP.

Estructura del documento: La presente tesis se encuentra estructurada en nueve capítulos de la siguiente manera: En el primer capítulo, se ha descrito la situación existente respecto a la restricción técnico - económica actual para poder llevar el gas natural a todos aquellos potenciales consumidores, que a la fecha ven imposibilitado el acceso a dicho recurso, identificándose la oportunidad de negocio adicional para aquel inversionista que apostó por un gasocentro de GNV o una estación de compresión. Asimismo, se han descrito las principales razones que justifican el estudio, la descripción del problema a resolver, los objetivos perseguidos orientados a promover un producto (GNLP) que contribuya con la masificación del gas natural. Cabe resaltar que los objetivos señalados muestran las ventajas del cambio de la matriz energética que se viene generando gradualmente. En el segundo capítulo se realiza una descripción de los antecedentes de la investigación, en el contexto internacional y de las visitas de campo realizadas por el autor; así como las bases teóricas que dieron inicio a esta Pág. 2

investigación de carácter exploratorio, basada en la combinación de dos tecnologías preponderantes en la comercialización del gas natural, como son el GNL y el GNC, y de la información de las diferentes tecnologías de la comercialización del gas natural que se manejan en el ámbito mundial. Dado que las bases teóricas del presente proyecto es la combinación de las tecnologías del GNC y del GNL, esté capítulo describe detalladamente las características de las mismas. En el capítulo tres se señala el tipo de investigación realizada y las condiciones generales de la metodología aplicable a la obtención del GNLP, basándose

en

las

variables

independientes

del

comportamiento

termodinámico y de la rentabilidad del proyecto, todo ello en un marco en el que se requiere el manejo de información cuantitativa, es decir, variables numéricas reflejadas en el uso de un simulador, que permitan la demostración de la hipótesis presentada y de los costos de oportunidad con la rentabilidad del proyecto. El capítulo cuatro se refiere al análisis "per se" del comportamiento del gas natural en el proceso planteado, infiriéndose desde el uso de diagramas p-h de Metano hasta la simulación de diferentes escenarios con el uso de un simulador de reconocido prestigio en la industria del sector hidrocarburos. Asimismo, se analiza la necesidad particular de una determinada industria para estimar su costo de oportunidad y la rentabilidad que le generaría el presente estudio, que incluye un análisis técnico - económico, así como la competitividad del producto, concluyendo en una interpretación y discusión de los resultados. Seguidamente, se hacen las pruebas de hipótesis y la presentación final de los resultados. El capítulo cinco incluye el diseño del modelo, en el cual se determinan paso a paso los sistemas involucrados, tanto para la obtención del GNLP, así como para el trasvase, almacenamiento y transporte. Los puntos antes señalados, se tratan de una manera específica, lo cual involucra el diseño de Pág. 3

las partes involucradas en la innovación tecnológica y la secuencia del procesamiento planteado. En el capítulo seis se realiza un análisis de los resultados, a fin de permitir el reajuste de las variables en caso sea necesario, especificando el uso final del producto como la mejor alternativa frente al uso de los combustibles alternativos tales como el Diesel, el GLP y el Residual. En el capítulo siete, se esbozan y exponen las principales conclusiones del estudio. También se incluyen algunas recomendaciones que, a la vista del trabajo realizado y la experiencia adquirida, pueden resultar útiles para posteriores estudios que se puedan realizar en el campo de la innovación tecnológica. En el capítulo ocho, se ha descrito la bibliografía utilizada que ha servido de apoyo para conocer al detalle el estado del arte en las tecnologías actuales del GNL y del GNC, así como de las diferentes tecnologías de la comercialización del gas natural a nivel mundial. Finalmente, el capitulo nueve recoge los anexos como información referencial que ha servido de apoyo en los diferentes puntos analizados a lo largo de la tesis de maestría.

Pág. 4

2

CAPITULO 11.- Marco teórico.

2.1 Antecedentes de la investigación: No se ha encontrado tecnología en el mundo que refleje lo planteado en la presente tesis, por lo que es necesario describir las tecnologías competitivas existentes, que de alguna manera guardan relación con el objetivo general del presente trabajo. Iniciaremos con el GNC, luego con el GNL y finalmente con otras tecnologías interesantes. 2.1.1 Antecedentes Gas Natural Comprimido (GNC): Argentina, utiliza como tecnología top en el transporte de Gas Natural los llamados gasoductos virtuales, desarrollado por la compañía Galileo de ese país y nombre al que sus autores refieren debido a que argumentan que a pesar de que no se invierte en un costoso gasoducto, finalmente el usuario recibe el suministro de gas natural como si tal gasoducto existiera. Esto se logra a través de cilindros horizontales que almacenan el Gas Natural a presiones de 250 bar y en módulos de aprox. 36 cilindros con un peso aprox. de 7 toneladas por módulo, conocidos como MAT (Módulos de Almacenamiento para el Transporte). Existen unidades que transportan de 3 hasta 4 MATs, los cuales son desmontables y pasan a formar parte de la alimentación de la Estación de Descompresión de un usuario final o de una Unidad de Transvase en caso alimente a una Estación de venta de Gas Natural Vehicular (GNV), con la particularidad de llevarse los MATs que se encuentren vacíos y dejar los que están con carga. Este sistema de transporte de Gas Natural alcanza un radio de rentabilidad máximo aprox. de 250 a 300 Km., es decir, más allá de esas distancias es antieconómico, dado que el mayor costo se origina por el transporte de gran cantidad de acero, asimismo, los recipientes almacenan Gas Natural a elevadas presiones, lo cual genera un riesgo potencial al circular por las ciudades.

Pág. 5

Figura 1.· Transporte de GNC a través de módulos contenedores: vista lateral.

Fuente: vi'Sita de caOl)o - GNC E nergia

Figura 2.· Transporte de GNC a través de módulos contenedores: vista posterior.

Fuente: vl!lta deºª"""º - GNC E nergla

Pág. 6

Brasil, cuenta con una tecnología interesante del GNC a través de la empresa Neogas, que usa cilindros verticales de GNC descargados a través de fluido hidráulico por la parte inferior de dichos cilindros, dicho fluido actúa como un pistón no miscible con el GNC, gracias a un producto patentado por dicha compañía. Los cilindros de Neogas almacenan el Gas Natural a presiones de 220 bar aprox. y con un peso aprox. de 150 kg por cilindro. Este sistema de transporte de Gas Natural al canza un radio de rentabilidad promedio de 300 km, es decir, más allá de esas distancias podría ser antieconómico, dado que el mayor costo se origina por el transporte de gran cantidad de acero, por otro I ado, 1 a efi ciencia de transferencia de masa es mayor debido a que el fluido hidráulico desplaza el volumen de gas natural en el cilindro hasta un aproximado del 95-97%, la diferencia resultante, Una vez terminado el proceso de descarga, es decir el 3-5% que se encuentra a 220 bares se expande hasta regresar el flUido hidráulico a su fuente de origen, todo esto sucede cuando la potencia que impulsa al referido fluido se deja de aplicar. Figura 3.- Transporte de GNC a través de cilíndros verticales fijos: vist a lateral

Fuente: vi�taaecampo -NE Ogae

Pág. 7

Figura 4.- Transporte de GNC a través de cilindros verticales fijos: vista posterior - sistema de carga/descarga con válvula servocomandada.

Fuente visita de can'l)o - NEOgas

Figura 5.- Principio de funcionamiento del empuje hidráulico en cilindros verticales

Fuerte: NEOgn

Pág. 8

NEOgas no solo ap lica su tecnología patentada a cilindros verticales, también lo utiliza en recipientes horizontales, en la cual descarga el fluido hidráulico por la parte lateral, es decir por uno de los extremos de dichos recipientes, dicho fluido actúa como un pistón no miscible con el GNC descargándolo al punto de suministro.

La unidad cuenta con ocho (08)

recipientes horizontales. Los recipientes horizontales de NEOgas almacenan el Gas Natural a presiones de 200 bar aprox. y los mismos cuentan con un skid de protección que en conjunto con los recipientes llegan a pesar un promedio de 30 toneladas. Figura 6.· Transporte de GNC a través de recipientes (8 tubos): vista lateral

Fuente: 'visita de oampo- NEOgas

Pág. 9

Figura 7.- Transporte de GNC a t ravés de recipientes (8 tubos): vista posterior - sistema de carga I descarga. - -c-r--

- --

FuetWe visita de can,:,o- NEOgas

Figura S.- Principio de funcionamiento hidráulico en recipientes.

Fuerte: NEOg..

Pág. 10

Canadá, cuenta con la tecnología de Floatlng Pipeline Company lncorporated (FPC lnc.) para el transporte de GNC. en la cual han logrado menor número de recipientes pero un mayor diámetro de los mismos, generando mayor volumen de carga en comparación con los recipientes de menor diámetro o con los cilindros verticales u horizontales. Los recipientes 11 egan

a pesar un promedio de 30 toneladas y trabajan con una presión de

250 bar. La unidad de almacenamiento es un contenedor compuesto por tres cilindros de acero de aprox. 0.80 m de diámetro por 12 rn de largo, diseñados bajo la Norma ISO

n n 9-12002 cilindros de gas forrados con una envoltura

de

composite y probados bajo ASME Sección VIII, Div.3 y sección X y Código de la envoltura 2390 Certificados por American Bureau of Shipping (ABS). Figura 9.· Transporte de GNC a través de recipientes (3 tubos): vista lateral

as

í.l"c:.,,

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Fuente: vi,ita de campo - GASC OP

Pág. 11

EE.UU, cuenta con la tecnología de Gas Transpürt Module (GTM) que

cuenta con el aval del departamento de transporte (DOT) de dicho país, respecto a las pruebas y e ns ayos de seg uri dad que deben de cu mpli r dichas unid ades. Almacenan GNe hasta una presión aprJX. de 24 B bar y son cilindros s oldados forrados con libra de vidrio. Los recipientes ho rizontales se encuentran protegidos dentro de un contenedor total mente ce rrado al exterior. Existen modelos de 9 recipientes con una distribución de 3x3, hasta recipientes de distribución 4x4 y en dos secciones continuas, es decir, de 32 recipientes. Tanto los recipientes como el contenedor trabajan de m aner a fija a la plataforma de t ransporte que los contiene. Figura 10.· Transporte de GNC a través de recipientes con soldadura y fibra de vidrio: vista delantera.

Fuente: vl$ila :le campo - Energy Gas del Perú

Pág. 12

Korea, cuenta con una tecnología para el transporte del GNC que usa recipientes horizontales de GNC que no cuentan con un fluido de impulsión, si no que se descargan por vasos comunicantes en función al consumo de la empresa a I a cu al le están brindando servicio. Los recipientes horizontales trabajan a una presión aproximada de 200 bar y con un volumen aproximado de capacidad de agua equivalente a 18,000 litros. Asimismo y para este ejemplo se puede apreciar, que el tractor que remolca la plataforma con el Skid de los recipientes, se alimenta de GNC. Figura 11.· Transporte de GNC a través de recipientes (8 tubos): Vista lateral.

Fuente: visita de campo - Energy Gas del Pifú

Pág. 13

También existen tecnología para el transporte de GNC en cilindros verticales que no cuentan con un fluido de impulsión, si no que se descargan por vasos comunicantes, como es el caso del Gasoducto Móvil que maneja la industria brasileña. Asimismo estos cilindros verticales se encuentran fijos al medio de transporte, por lo que no se les considera como modular a diferencia de los módulos de la tecnología Galileo, en la cual, el medio de transporte puede dejar los MAT's en la zona de operación. Para poder efectuar el suministro de Gas Natural necesitan de una Unidad de Trasvase o de una Estación de Descompresión, el primero es un espacio físico para la ubicación del medio de transporte con la carga y un equipo que permita el trasvase, y el segundo instalaciones de regulación en el caso se desee descomprimir el GNC. Figura 12.- Transporte de GNC a través de cilindros verticales: vista lateral

Fuente: visita de campo - Transportes Guapo Lindo

Pág. 14

2.1.2 Antecedentes Gas Natural Licuado (GNL):

Respecto al transporte. de Gas Natural Licuado (GNL), la tecnología que guarda relación con el presente trabajo es la que se realiza a través de medios de transporte terrestre. los cuales son eargados de producto desde una Planta de Licuefacción para ser llevados a Estaciones de Servido, a Consumidores Directos, a instalaciones de. Peak Saving 2, o a Plantas Satélites3 . Estas unidades cuentan con aislamiento entre los dos cilindros concéntricos que lo conforman. para disminuir en lo posible la transferencia de calor de.1 medio amb iente hacia el inte.rior que contiene el GNL. En e l me rcado existen diferentes tipos de aislantes que se caracterizan por la conductividad térmica que permiten lo cual se mide a través del coeficiente de conduct ividad, tal como se muestra en la siguiente. f igura: Figura 13.- Comparación de conductividades de los diferentes tipos de aislamientos.

O.ti"� OJJl O PolllltffllDO

0.01�

• Pd 1ih1 ">t1b1

O.O!

OV1do pe11itll

0,CIOS

c�r.

Codurtn. Fuerte: Ros Roca 'Group 2

Las denominadas plantas de "peak-shaving". consisten en licuar el gas natural en épocas de baja demanda (.estivales). mantenerlo almacenado bajo forma líquida en depósitos crt ogéni cos durante el tiempo necesario. y gasificarlo nuevamente en épocas de demanda punta (invernar es). para su reintroducci órt en ras redes de distribución. Plantas de menor envergadura que ras plantas "peak-shaving", con la función de actuar como centros de abastecimiento de gas natural de consumos industrial es o domé'stico com erctaJes alejados de ros gasoductos.

Pág. 15

Empezaremos describiendo al medio de transporte de GNL que procura conservar el pr oducto a través de una capa aislante de poliuretano inyectado colocada entre los dos depósitos concéntricos que conforman d icha unidad. Figura 14.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada con poliuretano inyectado.

Fuente: Ros Roca Group

Figura 15.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada con poliuretano inyectado.

Fuente: Ros Roca Group

P.íg 16

Otro tipo de aislante para mantener el producto en el medio de transporte de GNL es simplemente el vacío, lo cual no es muy común pues si empre se trata de mejorar su efecto combinándolo con otro tipo de aislante. Figura 16.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada al vacío.

Fuente: Ros Roca Group

1 1 1 1 1 1 1 1 1�1 �

Figura 17.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada al vacío + perlita

Fuente: Ros Roc1 Group

P.íg.17

También existen medios de t ransporte de GNL aislados de una manera mixta. es decir. peri ita + 1ana mineral. Figura 18.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada mixta: vista lateral y bottom loading. Presión m·áx. eervlclo,: 4,3 bar

5a.ooo I

Capacld·ad 9eoniétrlca:

Alslamlento: mixto (perllta+lan --�--e: · rg�a G'NL¡ 21 ;s()Q Kg, .ip,rox. Ílíii.::

Fuente: Ros Roca Group

Figura 19.- Transporte de GNL a través de cisterna aislada mixta: vista lateral. I�

Fuente: Ros Roca Group

Pág 18

Otra rorma de Incrementar el aislamiento de una cisterna crlogénlca, es utilizando la combinación Vacío, Perlita al Vacío, Perlita y Lana Mineral Criogénica, los mismos que actuando de manera combinada se les conoce como superinsulation (súper aislamiento o multicapa). Dichas unidades cuentan con un depósito interior de acero inoxidable, mientras que el exterior puede ser de acero al carbono o también inoxidable. cuenta entre otros detalles, con sistema de control de nivel, de presión y por peso, asimismo, cuenta con un sistema de control de vacío de la camara de aislamiento, sistema de máximo llenado, paros de emergencia y sistema antivuelco. Este tipo de unidad cuenta con una temperatura de diseño de -196º C, lo cual le permite transportar otros gases licuados como los inertes.

Figura 20.· Transporte de GNL a través de cisterna aislada con vacío+ perlita al vacío+ perlita y lana criogénica.

lllisl&n �· $ervlcio: 7 bat Clpacldad geométrica: 56.3� Alslaii\le�to; mu1t1capa (auperlnsulatlon) carga GN L: 21.soo kg aprox,

Fuente: Ros Roca Group

Pág. 19

Por otro lado. existen las ll amadas plantas móviles, que no son otra cosa q.ie unidades móviles que cuentan con capaádad de almacenamiento de GNL que in situ regasific an produciendo Gas Natural. el cual es utilizado de manera temporal en caso exista fallas o interrupciones en el surrinistro de una red. Figura 21.- Medio de transporte de GNL - GN.

Fuente: Ros Roca Group

Figura 22.- Medio de transporte de GNL - GN tipo II

Fuente: Ros Roca Group

Pág. 20

2.1.3 Antecedentes otras tecnologías: 2.1.3.1 Recuperación de vapores en buques de GNL Una tecnología interesante cuyo objetivo corresponde a la reutilización de los vapores generado por el GNL en una Planta de Licuefacción o de los Buques que transportan GNL y necesitan ser cargados nuevamente de producto pero que contiene vapores de gas natural en su interior, se encuentra en el siguiente link: http://www.patentesonline.com.mx/metodo-para-cargar-gas-natural­ licuado-y-presurizado-gnlp-en-contenedores-77315.html Respecto a la cual se describe un método para cargar gas natural licuado presurizado (GNLP), nombre al cual le han dado sus autores, pero que es un líquido saturado, es decir, que dentro de la cámara flash, en la que se encuentran los vapores del GNL (Gas Natural), conjuntamente con los condesados que forman, son estos últimos los que se recuperan para formar parte de la nueva carga del GNL. Por lo tanto, de una pluralidad de contenedores (2, 3, 4) que contienen vapor a presión, en donde los contenedores (2, 3, 4) se cargan en secuencia. Los contenedores pueden estar en la costa o a bordo de un barco u otro recipiente de transporte oceánico. Como un primer paso, el gas licuado se introduce en los contenedores (2, 3, 4), descargando de esta forma el vapor de estos. El vapor descargado de los contenedores se pasa a tanques de almacenamiento auxiliarse que comprenden un primer tanque y un segundo tanque. El vapor en al menos uno de los tanques se descarga y se pasa a un medio de utilización de vapor tal como una planta de licuefacción para licuar el vapor o a una máquina o turbina para usar el vapor como combustible. El flujo de fluido hacia y desde los tanques primero y segundo se regula para asegurar que la tasa de flujo total de vapor hacia el medio de

Pág. 21

utilización de vapor permanece a una tasa de flujo relativamente constante: Figura 23.- Recuperación de vapores en buques metaneros.

41

v. ,oc 10

RG.2

1 Fuente: www.pat entesonUne.com.mx

2.1.3.2 Licuefacción usando la energía de los gasoductos Otro proceso muy interesante, y el más cercano a la presente tesis, es el proceso patentado para la licuefacción de solo una parte del Gas Natural, aprovechando la necesidad de regular la presión desde un Sistema de Transporte a un Sistema de Distribución, pero usa productos intermedios como el Metanol y otra serie de equipos debido al bajo rango de presiones que se maneja: Trasporte 24-34 bar a Distribución 3-4 bar. Este proceso, obtiene GNL producto de la caída de presión requerida desde un sistema de transporte, es decir, desde la presión que mantiene estas líneas, hasta la presión requerida por el sistema de distribución, por lo tanto solo se transforma en GNL parte del Gas Natural que interviene en el proceso, dejando de transformar cuando las líneas del sistema de distribución han alcanzado la presión de servicio.

Pág. 22

Por lo tanto la transformación del Gas Natural al GNL solo es parcial, tal como se muestra en el siguiente esquema: Figura 24.- Extracción parcial de GNL en duetos. TIIIJISMKSiotl UMC !3$0 1"llO !'511

lnnovative Use of the Energy" in Pipelines

D

Pressure·regula1or stattons

that roduce the gas pressvre trom PG&E"s high·pressure transmiss,on llnes to low-pressure local d1stributlon systems yield "wested· energy

fl

The wested energy carr be

•re•ca-pwred" by reptactng the e.xfsuno -pressure-regulator 11111th a turbo oxpander to perlorm work.

II Thls �free" energy drrves the turbo-expander to create the prcssure nnd temperatura d,flerences neetled to llquefy a portien of the natural oas flowing throtJgh the s1ouon, ylolding LNG, ltqu1d natural ges

Fuente: www.inl.gov

2.1.3.3 Gas To Liquid (GTL) Es el proceso de conversión del Gas Natural a Combustibles Líquidos denominado GTL por sus siglas en inglés "Gas To Liquid". El proceso de conversión es un conjunto de pasos múltiples, que involucra procesos catalíticos, en algunos casos con una gran liberación de

energía,

que

separa

las

moléculas

de

Gas

Natural

(predominantemente metano) para formar una mezcla gaseosa de Hidrógeno (H2) y Monóxido de Carbono (CO).

Esta mezcla es

Pág. 23

denominada gas de síntesis (syngas), cuyas moléculas son corrt:>inadas de manera posterior para dar lugar a moléculas más largas, debido al reacomodo de las moléculas de H2 y CO. Con esta tecnología se pueden obtener dos tipos de productos principal mente: Hidrocarburos Líquidos (Diesel, Nafta, Kerosene, Jet-Fuel y Parafinas). Oxigenados (Dimetíleter y Metanol).

Para la obtención de estos productos, el proceso es igual hasta la generación del syngas. Luego, dependiendo del producto que se desee, los procesos catalíticos y las condic;iones de la reacción cambian, ya que la polimerización de las cadenas es diferente. El proceso más importante en la tecnología GTL, es el proceso Fischer­ Tropsch (F1), el cual es un proceso químico para la producción de Hidrocarburos Líquidos a partir de gas de síntesis (CO+H2) Figura 25.· Principales etapas del pfQceso Fischer Tropsch

co + 2H, ól30a·iCHtl· + H.O

otj

OI m

Hp

c:J:)02

CS>co, (][)

Sistemas adicionales

Fuente: http://haturalgas .files .wordpress.com/2008101101 etapastt.ipg

El proceso Fischer-Tropsch consta de tres etapas principales y una serie de sistemas adicionales. Los tres pasos fundamentales de la tecnología GTL, se describen a continuación: Pág. 24

Generación del gas de síntesis, syngas.

En esta etapa se produce la rrezcla del H2 y CO a partir del gas natural. Actualmente existe una gran variedad de procesos, entre los que se destacan reformado de vapor, oxidación parcial. reformado de C02. reformado autotérm ico y plasma; la d iferencia principal entre estos procesos es ra fracción de HJCO que se obtiene: además, difieren en condiciones de operación y tipos de catalizadores. entre otros. Tabla 1- Princinales etanas del proceso Fis cher Tropsc h

====

PROCESO REFORMADO OEVAPOR (SR) CH4 +H�O� COi-3H•

Catalizadores de Ni y Al a bajas temperaturas. Al separar ell't, en exceso delgas de :sint�ÍS (Syrtga$) puede ser comercialiiado.

Alta fracci6n de H/ CO,que óisminuyeel creeimíento de la cadena. Reacciónligeramente endotérmica, muy costoso.

OXIMCIÓN PARCIAL (POX) CH/1120� t-7 CO+zH.

Reaccpn ligerameote exotérmica. Fracci6n de HJL'O (2;1J ideal para la sintesis de tlSCher-TJ'opsétt.

Sin catalizador .se requiere alta presión y temperatura. Planta de separación de oxigeno.

REFORMADO DE co 2 CH4+cO,� 2C0+2H,

Dism1n1Jcióo de la contaminacién en la planta. Campos coo alto contenido de GO:c

Alta temperatura y presión. Bajo fracción H,ICO. PrQCes.o endGtérm,co,

REFORMADO AUTOTERMICO (ATR)

Se une la ccidación pa,ciat y el reformado de vawr. Presiones y ternperaruras moderadas. Al IJSar a;e se dism111uyeel alta costo de la planta deseparación de-aire (�ntroleum).

Reactores másgrandes si se usa aife directamente.

PLASMA

La reattión se Ueta a cabo porla ionTzacl6n delgas. A altatemper;,tura no se

Alta nec.esidad de energía, por lo cual sólo es comercial a pequeña escalo. Baja efic1end.i.

requiere CID(jger,o.

Fuerte htt�:llnaturalgas.files.wordgress.corri200W01/06(!CS�n�.¡�g

Pág. 25

Síntesis de Fischer-Tropsch (FT).

En esta etapa, el synga s es convertido por medio de un catalizador de cobalto o hierro, a crudo sintético siguiendo I a reacc ión exotérrri ca de Fischer Tropsch:

nCO + 2nH1

B

(CH1 ln + nH1 0 MI, (227°C)

=

-165Kj I mol

Los productos obtenidos dependen en gran medida de I a campo sici ón del gas de síntesis (fracci ón Hz/CO), t ipo de catalizador utilizado. tipo de reactor, condiciones de operación (presión y temperatura) y del procesamiento final de la mezcla obtenida en esta etapa. Si las condiciones de temperatura son bajas (200-240 ºC) se obtiene principalmente diesel, y si son altas (300-350 ºC), gasolinas. Los re actores deben ser diseña dos de tal forma que se recupere el calor y se tenga el máximo control de la temperatura, y son generalmente operados e n un rango de presiones entre 10-40 bar. La etapa de la

síntesis de Fi scher-Tropsch consta principalmente de: reactor FT, reciclaje y compresión del syng as no reaccionado, re moción de hidrógeno

y dióxido de carba no, tratamiento del metano producido (para generar nuevamente más gas de síntesis) y recuperación de productos Fischer­ Tropsch (o crudo sintético); este producto es una compleja mezcla de hidrocarburos (1 ineal es y ramificadas) y productos oxigenadas. Mejoramiento del producto. i

Se utiliza un h drocraqueador, a un costo menor comparado con una refinería convencí anal, debido a la calidad de las cadenas I a rg as de hidrocarburos generadas en la reacción de FT. En este proceso se con sume una pequeña can ti dad de H2 y s e produce una pequeña porción de gas. En esta instancia, la mezcla de hidrocarburos obtenidos en I a etapa anterior se convierte en productos fina les como nafta, diesel y lubricantes, para I uego ser comerci alizad os en me reacios internacianales o locales.

Pág. 26

Además de las etapas nombradas existe una serie de sistemas adicionales, que incluyen el tratamiento del agua contaminada con hidrocarburo producto de la reacción de Fische- Tropsch, los sistemas de tuberías.. los sistemas de bombeo. los tanques de almacenamiento y los sistemas de carga de productos. La generación de energía eléctrica es el sistema adicional tal vez más importante, sobre todo en proyectos a gran escala, debido a que esta se obtiene a partir del calor I iberado en I os diferentes procesos. 2.1.3.4 Hidratos de Gas Natural (HGN)

Los Hidratc,s de Gas Natural son mezclas de agua y gas, conocido también corno NGH por sus siglas en inglés"Narural Gas Hydrate", donde las moléculas de Gas Natural se encuentran atrapadas dentro de las moléculas de agua enlazadas por medio de puentes de hidrógeno. es decir, el a9� a actúa como recipiente del Gas N ;;tural. Figura26.· Hidratos de Gas Natural (HGN)

Fuente h\tp://ywwy.webroar.cornM:eblmjsc/ngb.php

Esta tecnología no se· refiere a los Hidratos de Gas Natural de los fondos marinos, sino a una recreación artificial debico a que son "fabricados" dándole la f::>rma de pequeí'las esferas ( como ul'.la pelota de golf) conocido con el térm no en inglés "pellets', el cual se mantiene estable a aprox. 20° C y pres ón atmosférica Pág. 27

Cada 1 m 3 de HGN contiene aprox. 0.8 m 3 de agua y 170 m 3 de Gas Natural a condiciones estándar, muy por debajo del factor de conversión del GNL que es 600 veces, pero su ventaja está en los costos globales de su cadena, debido a que el HGN al manejarse a -20º C, reduce significativamente los costos de procesamiento y aislamiento, así como de su regasificación. Figura 27.- Proceso de comercialización de HGN.

L N

Presión atmosférica

G����������Licuado

Almacenamiento y Trans.porte a -163ºC

Regasificado

Presión atmosférica

G H

Fabricación

Almacenamiento y Transporte a -2ooc

Regasificado

Fu ente http://www. webmar. com/web/misc/ngh. php

La cadena de HGN se compone de las etapas de producción del hidrato, transporte en barcos, almacenamiento y disociación del hidrato en el mercado destino. Dadas las características de densidad y contenidos en volumen de gas agua, el volumen de los HGN debería ser como mínimo 3.5 veces mayor que el de los GNL para transportar la misma carga, es decir, que aproximadamente un HGN del doble de capacidad que un GNL transporta prácticamente la mitad de Gas Natural. El HGN es una opción tecnológica con potencial para monetizar reservas de gas natural al tratarse de una nueva forma de transporte de Gas

Pág. 28

Por otro lado, existiría la posibilidad de generar un sistema que conserve el HGN almacenado en el punto destino, por ser una temperatura manejable, creando de esa forma un stock que competiría con el almacenamiento de los combustibles alternativos dándole así el carácter de commodity local, pues no sería necesario la regasificación inmediata como el GNL, dado que se podría continuar con su distribución a otros puntos de almacenamiento a través de medios de transporte como producto a granel y a la vez como reserva de energía.

2. 1.3.5 Gas To Wire (GTW) Es el proceso particular de utilización del Gas Natural para generación el éctrica, el cual consiste en localizar una central eléctrica en el yacimiento (boca de pozo) en lugar de instalarla próxima al mercado, transmitiendo la energía eléctrica producida mediante líneas de alta tensión, de allí el nombre de Gas por Cable, cuyas siglas en inglés es GTW (Gas To Wire)

Figura 30.- Gas To Wíre (GTW) Onshore.

Fuente bttp·/tww:1 offogyy3 i"nfWd0:vnlnada'Enecdoac:i�d nfoone14021o Pdf

Pág. 30

La cadena productiva del GTW contempla la planta de proceso para tratamiento del gas, la planta de generación eléctrica y el sistema de transmisión High Voltaje Direct Current (HVDC). Asimismo, la tecnología GTW puede aplicarse desde plataformas marinas de Gas Natural o de Petróleo Asociado (GTW Offshore), sobre la cual tendría que instalarse la planta de proceso para tratamiento del gas y la planta de generación eléctrica, para que desde allí se pueda realizar el sistema de transmisión a través de cables submarinos offshore hacia la transmisión en tierra Onshore. Figura 31.- GTW Offshore.

Fuente http://www.smartenergy-solutions.com

El elemento clave para el desarrollo de la tecnología GTW Offshore es el desarrollo de cables sólidos de alta tensión con alto aislamiento. La alta tensión está relacionada a la reducción de las pérdidas, pero esos niveles de tensión exigen altos niveles de aislamiento principalmente por tratarse del medio marino. La transmisión offshore en corriente continua está recomendada para distancias mayores que 50 Km. Pág. 31

2.1.4 Antecedentes Gas Natural en el Perú: Habiéndose descrito las tecnologías existentes para poder masificar el Gas Natural con lo que a la fecha se ha tratado de hacer en el mundo, es necesario situarnos en la ubicación y recorrido actual de nuestro recurso. El Gas Natural en el Perú proviene principalmente de los reservorios ubicados en la zona de Camisea, que se encuentra a unos 500 kilómetros al este de la ciudad de Lima, capital del Perú, en la vertiente oriental de la cordillera de los Andes, en el departamento del Cusca. Está situada en el valle del Bajo Urubamba. Figura 32.- Ubicación de Camisea.

Ubicación de Camisea

, .,�'

,

San Martín: 5 años en producción Pagoreni: 18 meses en oroduCClén Cashiriari: lricóproducciónjulio2009 Mi paya: Perf oractón 2010

Fuente: lpega - mayo 2010

Pág. 32

Las reservas de Camisea son de gran importancia para todos los peruanos pues tienen el potencial de reducir las importaciones de energía, mejorar la posición de la balanza de pagos, reducir los precios de la electricidad, crear nuevos puestos de trabajo, atraer nuevas industrias al país y generar una cantidad significativa de ingresos por tributación. La Puesta en Operación comercial de los Sistemas de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate y del Sistema de Distribución de Gas Natural por Red de Duetos en Lima y Callao se llevó a cabo el 20 de agosto del 2004. Figura 33.- Estructuración del Gas Natural de Camisea en el Perú.

GAS NATURAL CAMISEA IBAN$POBJE·KUNTUR:

KUNTUR TRANSPORT. DE GAS 49.00% KUNTUR ODEBRECHT YPETROBRAS 51.00% O'f

YACIMIENTOS LOTE88/ 56

GASODUCTO SURANDINO

GAS SECO

GAS HUMEDO

PLANTA MALVINAS .cusca

Pl$1BIBll910N · CONJUGAS:

EP.l'RES. ENERGÍA DE BOGOTÁ 75.00% EEB TRANSP. DE GAS DEL INTERIOR 25.00% TGI

PISJRIBUClON • CAUOOA; ASHMORE ENERGYINTERNAT. 60.00% AEI 40.00% PROMGAS (52.9% de PROMIGAS pertenece al !J'upo AEI)

EXPLORACION/PRODUCCION: PLUSPETROL(Operador) 2.2% PLUSPETROL CAMSEA 25.0% HUNTOIL 25.2% 17.6% SKCORPORATI� 10.0% REPSOL 10.0% SONATRAQ! 10.0% TECGAS

CHIQUINTIRC

DISTRIBUCION ICA

HUMA

DISTRIBUCION

LIMA

GA

RACCIONAMIENT ICA

___

.._

__,

LICUEFACCI� PIELCHORITA

EBACClONAr,tENJO· (Son los mismos Accionistas de Exploración 1 Producción). EXPABJAPICI· HUNTOIL REPSOL SK CORPORA TION MARUBENI

50.0% 20.0% 20.0% 10.0%

Fuente: elaboración del autor. Dic. - 201 O

Pág. 33

Figura 34.- Recorrido de los duetos del proyecto Camisea.

1

••

11

-

-·

-

IWI, GElieW. rasesT!IIA DE�E OEGASHAi\lRAl V UCll!il05 DE� IW\IRAl

Fuente: TGP

El Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea al City Gate, está constituido por un dueto de 729.30 Km. de longitud aproximada, estructurado de la siguiente forma • Un primer tramo de 208.1 O Km. de longitud, con un diámetro de tubería de 32" (pulg) • Un segundo tramo de 309.76 Km. de longitud, con un diámetro de tubería de 24" (pulg ) y • Un tramo final de 211.40 Km. de longitud. con un diámetro de tubería de 18" (pulg) El recorrido de la línea de transporte es desde el campamento de Malvinas en la Selva del departamento del Cusco, hasta el City Gate en Lurín-Lima. Tal como se muestra en la siguiente figura Pág. 34

Figura 35.- Dimensiones del dueto de transporte.

F� l.atinEnerw

El Sistema de Distribución recorre desde el City Gate hasta Etevensa y .de

manera transversal se encuentra la distribución por redes a los usuarios

fin ales o consumidores. está compue.sto por:

• Un dueto Principal en Alta Presión. compuesto por un gasoducto

troncal de aproximadamente 62 Km. de longi:ud y 20" de diámetro. que

parte del City Gate en el distrito de Lurín al sur dé Lima y termina en el Terminal Stati on en distrito de Ventani II a en eI CalI ao.

• Un dueto complementario de 7 Km. de longi:ud y 14" de diámetro qu.e va

desde el Terminal

Station

mencionado

hasta

la

Planta

Termoeléctrica de Generación en Ventanilla (Etevensa). Tal como se muestra en la siguiente figura:

Figura 36.- Dimensiones del dueto de distribución.

91 ,�·

11--+----1

Estación • Principal de Distritos o zonas

e

1 1 1

1 p A L

1

MAP010 Bar

-D-�;�.....i . . 1�11111 __ ERP·BP (19110bar)

p R 1 N

MAP050Bar (ACERO)

�• · - •••• ·,:.-;-. - _ .. -,,.. , •> 11.&PO 1• aer ,...,.) :

MP (ll•dJ• ,.resién) MAPO 19 bar (•e.ro}

• REDES

(1915 ba!)

BP � Red Resldenclat y Come.rd.al

_.. ..

.. _. ·-·

MAPO 5Bar

•

""'----'ERM lndus.tilales

Estaciones de Servicio para GNV

. . ...... . . ......1· ·-. . ..... . . ....... . . ........ . . ....... . . ...... . . ...... ERM Cliente,; Iniciales

OESCRIPCI MP = Media Presión BP = Baja Presión ERP = Estación de Regulación de Prestán ERM = Estación de Regulación de Presión y Medida GNV = Gas Natural Vehicular

Fuente: Deumill sac

Figura 38.· Suministro de gas natural en redes locales.

Hogares

---Red Secundaria

1 Fuente: Deumill sac

Pág.36

2.2

Bases teóricas: El proceso planteado en el presente trabajo se base teóricamente en una combinación de los procesos del Gas Natural Licuado (GNL) y el Gas Natural Comprimido (GNC). Ambos procesos, se caracterizan por contar con una variable preponderante que determina la condición final del producto. Para el caso del GNL, la variable preponderante es la temperatura en el producto, la cual llega hasta los -162ºC para mantener el estado líquido del Gas Natural, mientras que la presión es prácticamente la atmosférica. Asimismo, dado que es un producto que se moviliza en grandes barcos metaneros, el recipiente tiene que soportar la presión hidrostática de la columna de líquido en la parte inferior de la pared del mismo, lo que implica un espesor de pared que podría incrementarse si se tratase de mantener la licuefacción incrementando la presión del producto, en adición a ello cuenta con una capa de aislante más una segunda capa que proteja al mismo. Para el caso del GNC, la variable preponderante es la presión en el producto, la cual llega hasta aproximadamente los 250 bar, mientras que la temperatura es prácticamente la atmosférica. Asimismo, dado que el transporte y la comercialización del mismo solo se basa en el transvase o la descompresión no necesita elementos adicionales que protejan el producto de los factores externos, pues se trata de un proceso estable. Para el caso del GNLP, proceso planteado en el presente trabajo, se utilizará como variables preponderantes tanto a la temperatura como a la presión, es decir, demostrar bajo simulador, que el Gas Natural es factible de licuarse con una combinación de dichas variables y poder almacenarlo de manera estable en recipientes que permitan su distribución más allá de lo que permite las tecnologías actuales, en lo que a menor escala se refiere.

Pág. 37

2,2.4 Gas Natural Licuado (GNL):

El gas natural I ic.uado (G NL) es gas natural que ha sido enfría do hasta e.1 punto que se condensa a líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente -1 62ºC y a presión atmosférica. Este denominado

"licuefacción",

permite

reducir

su

proceso.

volumen

en

aproximadamente 6 DO vece s. facilitan do su alma ten aje en grand es cantidades y volviéndolo. más económico par.a su transporte en barco.s. Figura39.· Factor de conversión del GNL a gas natural.

GNL

Estado Líquido 1 m3

1 bar

FuEn,te: tradia

Pero que su.cede con los otros co1Tponentes .a tal temper.atur.a. tal como el etano, el propano y el butano, ¿se solidifican?, ¿podrían coexistir en estado líquido a -162º C?, la respuesta a la primera pregunta es no y a I a segunda es si. d ado que se encuentran con una temperatura mayor a la de su punto de fusión. es decir que no se congelaran, asirrismo se encuentran a una temper.atu,.a menor a l.a de. su temperatura de ebullición. por lc1 tanto pueden coexi.stir en estado I í qui do siempre y cuando se mantengan I as co ndi cion es de presión y ternpe ratu ra. Es por es.o que es

necesario

co nacer la temperatura de fusión de I os elementos que podrían formar e I GN L .a fin de que no obstruyan el proceso a c.au sa de la solí difi caci ón de los mismos. es dec.ir. que al.caneen su punto de fusión:

Pág. 38

Tabla 2.- Hidrocarburos normales lcadena linean Nº de carb!)r\Os

Fórmula

Nombre

1 2 3 4 5

CH:

metano etano propano butano pentano hexano heptano octano nonano decano undecano dodecano elcosano tricontano

6

C::?H;; CsHa C4H10 CsH11 C6H14

CtH,� CaH,s

7 8 9 10

C,0H22

12

C,2H�

11

20 30

CgH2u

C,1H14 C.c H,2

CEH&:i

Nº tora( de Isómeros 1 1 1 2 3 5 9 18

p.eD ºC

pf•C

-162

-183 ·172 -'18i -138 -130 .95 -91 -57 -54 -30 ·26 -10

35 75

·89 -42

o

36 69

98 126 151 174

196

366319

9

4.11x10

216 334 446

+36 +66

fuente: http://Wv,w.monogn:tias.com�rabajos36/metano/me2.gif

Corno el proceso de licuefacción consiste en el enfriamiento del gas purificado mediante el uso de refrigerantes, el GNL es un líquido criogénico. El término "criogénico" significa baja temperatura, generalmente por debajo de -73 ºC. El GNL es un líquido puro, inodoro, incoloro, no tóxico, con una densidad de alrededor del 45% de la densidad del agua y sólo se quema si se vaporiza en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15%. Los contaminantes que se encuentran presentes se extraen para evitar que se cohgel en y dañen el equipo cuando el gas es enfriado a la temperatura del GNL y para cumplir con las especificaciones técnicas del gasoducto en el punto de entrega. Antes de iniciar el proceso licuefacción del Gas Natural en una planta, es necesario pasar por diferentes etapas de tratamiento a fin de no tener problemas posteriores tanto en el proceso, corno en los equipos e

Pág.39

instalaciones, así como en la salud de las personas que finalmente utilizarán el producto regasificado Figura40.- Etapas del tratamiento del gas natural.

MDEA

TEG

Mcleailar Sle,t

Hg Filer

Duster

To lquetacli)n Plocau H20

TEG +\\'a18

Fuente: Dr. t.l!JJel j. Bagajev.icz

En el Gas Natural se pueden encontrar diferentes tipos de sustancias contaminantes: •

Gases ácidos Dióxido de Carbono (C02 )4 y Sulfuro de Hidrógeno (H2S)5

•

Agua (H20)

• Compuestos de azufre Sulfuro de Carbonilo (COS) 6 4 El óxido de carbono, también denominado dióxido de carbono, gas carbónico o anhídrido carbónico, es un gas resultante de la combinación de dos cuerpos simples: el carbono y el oxígeno. Se produce por la combustión del carbón o los hidrocarburos, la fermentación de los líquidos y la respiración de los humanos y de los animales. El C0 2 es u n gas de olor ligeramente picante, incoloro y más pesado que el aire. SolidWica a temperatura de -78 5º C, formando nieve carbónica. En solución acuosa el gas crea el ácido carbónico, muy inestable para ser aislado de forma sencilla. 5 El ácido sufü drico o sulfuro de hidrógeno O UPAC) es un ácido inorgánico de fórmula H,S. Este gas, más pesado que el aire, es inflamable, incoloro, tóxico y su olor es el de la materia orgánica en descomposición, como los huevos podridos. El ácido sulfhídrico es extremadamente nocivo para la salud, bastan 20·50 ppm en el aire para causar un malestar agudo que lleva a la sofocación y la muerte por sobrexposición. A partir de los 1 00 ppm se puede producir la muerte. Como la densidad del sulfhídrico es mayor que la del aire se suele acumular en lugares bajos como pozos, etc. donde puede causar víctimas fatales.

Pág.40

•

Disulfuro de Carbono (CS2)7 ,

•

Mercaptanos (RSH)8

•

Compuestos inorgánicos gaseosos: N2, He, 02

•

Compuestos inorgánicos sólidos: NaCI, Hg

•

Otros: aceite de compresores, inhibidores, parafinas y asfaltenos

•

Aunque se incluye como un contaminante, el helio (He) tiene un gran valor comercial por lo cual su presencia en porcentajes relativamente altos (> 0.4%), aunque muy poco frecuentes, puede significar una ventaja económica.

La primera etapa inicia con la extracción de C02 y del H2S, a esta etapa se le conoce como endulzamiento del gas natural. Esto es debido a la alta toxicidad del H2S, el efecto reductor en el poder calorífico que ocasiona el C02, y también por la alta corrosividad del H2S y C02 en presencia de agua líquida. Asimismo el H2S es un contaminante del aire, pudiéndose transformar por oxidación en la atmósfera a SO} y por contacto con la humedad en ácido sulfhídrico, ambos corrosivos y causantes de acidificación en el medio ambiente. Existen varias técnicas para la eliminación de H2S y C02, entre las más usadas están los procesos de absorción con soluciones de aminas, incluyendo procesos posteriores como la extracción del azufre en el gas de cola a través de una planta Clauss.

6

Es un gas inflamable, tóxico y su olor es el de la materia orgánica en descomposición, como los huevos podridos. Su punto de ebullición (1.013 bar) es de -50.3 ° C. 7 El sulfuro de carbono o disulfuro de carbono (CS2), es un líquido volátil, incoloro y muy fácilmente inflamable La exposición prolongada a vapores de sulfuro de carbono lleva a síntomas de intoxicación que van desde el enrojecimiento de la cara, euforia y luego pérdida de conocimiento, coma y parálisis de la respiración. La intoxicación crónica produce dolor de cabeza, pérdida de sueño, disfunciones en la Visión, la memoria y el oído, inflamación de los nervios y daños vasculares. 8 Tradicionalmente los tioles son denominados mercaptanos. un tiol es un compuesto que contiene el grupo funcional formado por un.átomo de azufre y un átomo de hidrógeno (-SH) 9 El óxido de azufre (IV) también llamado dióxido de azufre, gas sulfuroso y anhídrido sulfuroso, es un gas incoloro con un característico olor asfixiante. es el principal causante de la lluvia ácida ya que en la atmósfera es transformado en ácido sulfúrico.

Pág. 41

Tabla 3.- Toxicidad del sulfuro de hidróueno 1º Concentración en el. Aire Porcentaje(%}

PPM

Efecto

0,2

Olor perceptible y desagradable.

0,001

10

Limite máximo permisible para 8 horas de exposición

0,01

100

Dolores de cabeza, mareos. nauseas. vómitos, 1rritacl6n de OJOS y garganta Se puede producir parálisis olfatoria después de 3 a 15 minutos de exposición.

0,015

150

Paraliza el senbdo de olfato en poco tiempo

0,025

250

0,05

500

Expos1aones prolongadas puede producir edema pulmonar. Pérdida de equilibno y ronocim1ento. La parálisis respiratoria se puede producir después de 30 a 45 minutos de exposición.

0,07

700

Colapso rápido La parál1s1s resprratona se producirá en pocos minutos

1000 5000

Parálisis resp1rator1a Muerte.

0.00002

º·

10

0,50

Fuente: Msc. Jorge Barrientos

El C02 es un gas no considerado como tóxico pero puede causar asfixia en ambientes con elevadas concentraciones. La regulación Peruana 11 incluye límites de concentración de C02, dado que este gas causa un problema global de contaminación, como es el efecto invernadero. Desde el punto de vista de manejo y utilización del gas, el C02 tiene efectos negativos al disminuir el poder calorífico del gas y causa problemas de corrosión en instalaciones cuando hay presencia de agua.

10

DS 040-2008-EM: Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Duetos, aprobado mediante D.S. Nº 042-99-EM establece en el literal b) de su artículo 44° .- "El Gas Natural a ser entregado por el Concesionario no contendrá más de tres miligramos por metro cúbico (3mg/ m3(st)) de sulfuro de hidrógeno, ni más de quince miligramos por metro cúbico (15mg/ m3(st)) de azufre total." 11 DS 040-2008-EM: Texto Único Ordenado del Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Duetos, aprobado mediante D.S. Nº 042-99-EM establece en el literal c) de su artículo 44° .- "El Gas Natural a ser entregado por el Concesionario no contendrá dióxido de carbono en más de tres y medio por ciento (3,5%) de su volumen y una cantidad de gases inertes no mayor de seis por ciento (6%) de su volumen; entendiéndose como gases inertes a la suma del contenido de nitrógeno y otros gases diferentes al dióxido de carbono."

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Tabla 4.- Procesos de endulzamiento v sus aplicaciones. Tipo de Proceso Amnas

Procesos Comerciales �'EA DEA DGA MDEA activada

Uso Primario

Aplicaciones fip1cas

Niveles Remoción

Remoción de HiS I COi

4-150ppmv H2S 150ppmv-2% COz

Solven1es Hibndos

Sulfinol

Remoción de HlS I CO:

Gas natural a transnus1on, extracaón de liquido. combusbble. gas de refiOOfia a ba,a preSIÓO Gas natural y gas de slnlesis a presiones 11terrre

Con1Jers1ón Directa a Azufre

Streford lo-cat

Remoción selerota de H2S de gases con alto oontenioo de COi Remxión selectJva de H:-S

Gas natural tra1armento de gas de rola gases de pro�os de 1Yf0CCIÓ!l de CÜl Gas de rola gas natural con b* rwe•es de H�

4-150 ppmv H2S 150POmV -2% C()z 4-150 ppmv HzS t50ppmv-2% COz 10·200 ppmv H?oS IOOOppmv-2% COi 4-150 ppm·, H2S 4-150�1 H2S

Fuente: Msc. Jorge Barrientos

Los procesos a los cuales se hace referencia son los siguientes. •

MEA: Monoetanolamina.

•

DEA: Dietanolamina.

•

DGA: Diglicolamina.

•

MDEA: Metildietanolamina.

•

Sulfinol: Sulfolano

•

Benfield: Carbonato de potasio activado.

•

Catacarb: Carbonato de potasio

+

Dipa.

+

catalizador.

Aunque no consideradas en detalle, cabe mencionar que otras aminas han sido utilizadas a nivel comercial, tales son las trietanolamina (TEA) y la disopropanolamina (DIPA). Las aminas son caracterizadas como primarias, secundarias o terciarias, dependiendo del grado de sustitución del nitrógeno central por grupos orgánicos.

Pág. 43

Las aminas primarias son bases químicamente más fuertes que las secundarias y están más que las terciarias y en consecuencia, más reactiva hacia el H 2 S y el C0 2 . La MEA (Monoetanolamina) es una amina primaria generalmente utilizada en soluciones acuosas de concentración entre. 1 O y 20% en peso. La MEA reacciona con el COS, CS2 S0 2 y S0 3 formándose productos que disminuyen su actividad, la cual puede restablecerse mediante el uso de un recuperador ("Reclaimer") La DEA (Dietanolamina) es una amina secundaria, la cual se usa comúnmente en un rango de concentración entre 25 y 35% en peso. Debido a que es una alconolamina secundaria, tiene una menor afinidad por el H 2 S y C0 2 con respecto a la MEA La DGA (Diglicolamina) es una amina primaria usada generalmente como solución acuosa al 40-70% en peso, lo cual es permitido por su menor corrosividad que la MEA. Es capaz de remover no solamente H 2S y C0 2 , sino que tiene capacidad (no cuantificada) para absorber COS y también metil y etil mercaptanos, tanto en corrientes gaseosas como líquidas. La MDEA (Metildietanolamina) es una amina terciaria comúnmente utilizada en concentraciones de 30-50% en peso, debido a que causa menores problemas de corrosión. La MEA tiene menos afinidad para el H 2S y el C0 2 que la DEA La TEA (trietanolamina) es una amina terciaria que tiene selectividad por el H 2 S en presencia del H 2S en presencia del C0 2 , a bajas presiones. Fue la primera amina usada comercialmente para endulzamiento de gas. Fue desplazada por el MEA y la DEA debido a que la remoción de H 2S y C0 2 hasta niveles de especificaciones bajos.

Pág. 44

La DIPA (disopropanolamina) es una amina secundaria que exhibe cierta selectividad por H2S, atribuible a efectos estérico de la molécula, lo cual reduce la afinidad por el C0 2 . Figura 41.- Estructuras moleculares de aminas comunes.

Mlr:mxema ™::61

{M;A)

[lja:tlIi18 � FM = 1ffi

Detrdmra (™) FM=1C6

�da111a {OPA) FM=133

tO-Q\-Oii-G-Oi¡-Ctii-Oi H

l{)-�-Oi¡G-aiz-Oi-Of 1 1 C�

H

Tm-dmla (TEA} FM=149

tO·Q\-0\-G · Oi¡-Ctii·Oi Oii-Oii- (}i

()\

Mefüet:rmma � FM=119

l{)-Oi¡-rni·G-Diz-Oi-Of

°'

Fuente: Treating Chemical, Union Carbide C orporation

Pág. 45

Luego de la etapa de endulzamiento y deshidratación se realiza un filtrado final para extraer trazas de mercurio y partículas sólidas. En el caso de existir pequeñas fracciones de vapores de mercurio, cosa que a veces pudiese ocurrir (Por ejemplo hasta 300 microgramos/Nm3 o superiores), es obligado eliminarlo dado que una buena parte de los equipos criogénicos aguas abajo, están construidos en aluminio o aleaciones del mismo. Los métodos utilizados pueden estar basados en la reacción del mercurio con carbón activo, etc., o en procesos de adsorción mediante alúminas u otros compuestos. La concentración final residual es recomendable que sea inferior a O, 1 microgramos/Nm3. Asimismo como parte final y antes de iniciar la licuefacción es necesaria la instalación de un filtro de suciedad para asegurar que la alimentación de gas natural está libre de pequeñas partículas sólidas que puedan cau sar una obstrucción en las tuberías del proceso de licuefacción o daño de los intercambiadores de calor. Generalmente estos filtros son controlados cuando el cambio en la presión entre el ingreso y la salida del filtro supera 1 bar. de diferencia, luego cuando se procede al cambio de filtro se pesa el filtro y se compara con el peso inicial antes de su puesta en servicio, esto permite saber la cantidad de particulado atrapado. Finalmente se produce el enfriamiento necesario para su licuefacción, para ello existen diferentes métodos o tecnologías que logran que el Gas natural previamente tratado se enfríe hasta estar igual o por debajo de su punto de ebullición. Algunos de los métodos comúnmente utilizados en la industria mundial para la licuefacción del Gas Natural son los procesos conocidos con los nombres de APCI, DMR, LINDE y CONOCOPHILLIPS, los cuales se detallan a continuación:

Pág. 48

2.2.4.1 Proceso APCI

APCI (Air Products and Chemicals lnc.), es uno de los procesos más usados, llamado también pro.ceso de refrigerantes mixtos con pre­ enfri amiento de propano ( C3/tv1R) 1 ni cia con la etapa de pre-enfriamiento con prop.ano que enfría el refrigerante mixto (flujo de color l ila) y el ingresa del Gas Natural (flujo de color azul) alrededor de los -37º C. Las siguientes dos etapas de enfriamiento se realizan en la torre. de enfriamiento ((lujo de color rojo para I a 2da etapa y flujo de color verde p:ara I a etapa fin al) utilizan · do el refrlgerante mixto (tv1R) pre-enfriado en la primera etapa. el cual se encuentra conformado por aproximadamente 27% de metano, 50% de etano. 20% de propano. 2% dé butano y 1% de nitrógen-o. para enfriar y 'finalmente licuar el Gas Natural. Figura 42.· Proceso APCI

,...._LNG

��

Propane Chlller

Pretrea1e(I Katuml Gas Feed

Piq,ane Chlllers Fiqiane Chlllers

Seawater Oio�r �StageMR Coruptt$0r

Seawater Cooler

!!JS!age MR Compresior Fuente: Dr. Mguel J. B agafe.,;;cz .

Pág.49

2.2.4.2 Proceso DMR

DMR (Dua I Mixed Refrige rants). es un proceso si mil ar al de APCI, pero en

este proce so la torre de enfriamiento se divide en dos, este concepto le permite al diseñador elegir la carga en cada ciclo de refrigeración mediante el control de dos compresores antes de cada torre. La primera etapa, que es la torre por donde ingresa el flujo de gas natural

tratado (flujo de color rojo) lo enfría hasta los -50 ºC, mi entras que la segunda torre. por donde continúa su recorrido el flujo gas natural, continúa enfriándolo hasta II egar a los -1 BOºC. La composición del ciclo de

pre-enfriamiento (flujo de color azul) es 50/50 de etano/propano en base

molar y la composición del refrigerante en el ciclo de enfriamiento (flujo de color verde) es simil ar a la composición inici al, por e so se llama proceso de doble refrigerante rrixto (debido a que tiene dos cid os refrigerantes

in dependientes).

----------------------------------��� • Dual MR process Figura 43.- Proceso DMR

----

ltt I Fuente: O-. Mg.Jel J. BagajeWce

Pág. 50

2.2.4.3 Proceso LINDE

Este proceso fue introducido por Hampson y mejorado por Carl von Linde quien nació Berndorf - Alemania en el aí'i o de 184 2. si endo sus trabajos más importantes los relacionados con la consecución de muy bajas temperaturas y con la licuefacción del aire. Obtuvo oxígeno líquido puro y diseí'ió y construyó la primera máquina de refrigeración por compresión. Este proceso es conocido también con el nombre de proceso de cascada con fluido mixto (MFC). El gas natural (flujo rojo) viene de la parte superior del diagrama mostrado y pasa por tres ciclos de refrigerantes mixtos. El primer ciclo es el de pre-enfriamiento (flujo de color verde), el cual enfría el gas natural a través de dos intercambiadores de calor tipo aleta, luego el flujo de gas natural continua enfriándose al intercambiar calor con el segundo ciclo, el cual logra la licuefacción (flujo de color de púrpura). pero a la vez este ciclo también intercambia calor con el primer ciclo. Luego de ello. el gas natural licuado es sub-enfriado en un tercer ciclo (flujo de color azul). el cual a su vez intercambia calor con el primero y segundo ciclo. Todos estos ciclos hacen una refrigeración en cascada. de allí el nombre típico de proceso de cascada con fluido mixto (MFC); y los refrigerantes que interactúan en los tres ciclos están compuestos principalmente de metano, etano, propano y nitrógeno, pero la composición de los refrigerantes difiere entre las tres etapas. tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Tabla 1.- Composición del refrigerante

Pre-cooling (Green Cvcle) Liquefactian (Purole Cycle) Sub-cool ing (BJue Cycle)

Prooane(%) ,60

tlhane (%1 -28

Metbnne (%) -10

Nitroll.en (%) -2

-3

-12

-80

-5

-7

-10

-80

-J

Fuefte: Dr. Mguel J. Bagajev.icz

Pág. 51

Figura 44.- Proceso LINDE.

NG Pre-cooling Seetion �FHE)

Liquefaction Section (S\VHE)

+

'-+-+-+--+--''

Sub cooling Sec1lo11 (S\VHE)

Fue-de: Dr. Mg.Jel J. BagajeWcz

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2.2.4.4 Proceso CONOCOPHILLIPS El proceso utiliza tres etapas en cascada con componentes refrigerantes puros, un ciclo propano (flujo de color púrpura), otro ciclo de etileno (flujo de color verde), y finalmente un ciclo de metano (flujo de color rojo). El gas natural (flujo de color negro) entra en el primer ciclo o etapa de enfriamiento que utiliza propano como refrigerante. En esta etapa se enfría el gas natural alrededor de los -35ºC y también enfría los otros dos refrigerantes a la misma temperatura. El propano es elegido como el refrigerante de primera etapa, ya que está disponible en grandes cantidades en todo el mundo y es uno de los refrigerantes más baratos. El gas natural entra entonces en la segunda etapa de enfriamiento que usa el etileno como refrigerante y en esta etapa se enfría el gas natural a alrededor de los -95ºC. En esta etapa el gas natural se convierte en una fase líquida (GNL), por efectos de la presión y la temperatura. El etileno es utilizado como refrigerante de segunda etapa, ya que el metano se condensa a una presión superior a la atmosférica y también podría ser condensado por el propano. Después de que el metano ha sido condensado por el etileno, se envía a la tercera fase donde sub enfría el gas natural a alrededor de -155oC, luego se expande a través de una válvula que desciende la temperatura del GNL a aproximadamente los 160 ºC. El metano es enviado de regreso a la primera fase de enfriamiento y el flujo de GNL obtenido es de aproximadamente los 95% de GNL (que se envía a los tanques de almacenamiento) y el 5% es utilizado como combustible para el proceso de licuefacción. El metano se utiliza como refrigerante secundario de refrigeración, puesto que puede sub enfriar hasta los -155ºC. Finalmente se produce el enfriamiento necesario para su licuefacción y el sub-enfriamiento para la estabilización del producto. El GNL producido se envía al tanque de almacenamiento, el cual lo mantiene a su temperatura de licuefacción, operando a una presión ligeramente por encima de la atmosférica. El GNL es almacenado en tanques de paredes dobles a presión atmosférica, que más bien es un tanque dentro de otro. El espacio Pág. 53

anular entre las dos paredes del tanque está cubierto con un aislante. El

tanque interno en contacto con el GNL, está fabricado de tr'0teriales

especializados para el servicio criogénico y la carga estructural creada por el GNL. El tanque exterior está fabricado generalmente de acero al carbono y concreto pretensado.

El proceso básico de CONOCO PHILLIPS es el que se muestra en el

siguiente esquema:

Figura 45.- Esquema básico de CONOCCOPHILLIPS. Toeoreti cal

l!I

Methane I

Propane

�atura! Ga�

t ' i f

Fuel Gas

I!

r=2tc

'!S

T =-35°C

•

o

T=-95 C.

•

T =·155oC

�LNG

T=- H22°C

Fuente: Dr. Miguel J. Bagajewicz

En el cual se puede apreciar claramente cada una de las etapas de

refrigeración de manera progresiva hasta licuar el Gas Natural.

Una vez obtenido el GNL, lo siguiente es transportarlo, lo cual se realiza a

través de buques de transporte de gas natural licuado cuando se trata de exportación, pero cuando se suministra al mercado interno se realiza a

través de medios de transporte de GNL.

El proceso optimizado de cascada de CONOCO PHILLIPS es el que se

muestra en el siguiente esquema:

Pág. 54

Figura46.- Proceso cascada optimizada de CONOCCOPHILLIPS

..----To

Slip L0141"9 F.icllDeS

Fuente: Dr. M�el J. Bogajewcz

Figura47.- Esquema cascada de CONOCCOPHILLIPS

CIIC --�·

•

e

lcd11111e

Fuente: Dr. M�el J. Bagajewcz

Pág. 55

2.2.5 Gas Natural Comprimido (GNC): El gas natural comprimido, más conocido por la sigla GNC, es un combustible para uso vehicular que, por ser económico y ambientalmente limpio, es considerado una alternativa sustentable para la sustitución de combustibles líquidos. En ocasiones se usan indistintamente los términos gas natural comprimido y gas natural vehicular (GNV). Sin embargo, el GNV, además de GNC, también puede ser gas natural licuado (GNL), que también es usado como combustible vehicular, aunque en muchísima menor medida. El GNC es esencialmente gas natural almacenado a altas presiones, habitualmente entre 200 y 250 bar, según la normativa de cada país. Este gas natural es principalmente metano, que al tener un alto índice de hidrógeno por carbono produce menos C02 por unidad de energía entregada, en comparación con otros hidrocarburos más pesados. Al igual que lo descrito en el tratamiento del Gas Natural para el proceso de licuefacción, el Gas Natural usado para compresión generalmente es el que circula por el sistema de distribución, el mismo que ha sido tratado antes de ingresar a dicho sistema, endulzándolo, deshidratándolo y filtrándolo en una planta de procesamiento alejada de la red. Cabe resaltar, que existen plantas de compresión en el mismo lugar de la producción del Gas Natural, en lugares que por problemas de factibilidad, no ha sido posible o justificable económicamente el tendidos de redes a un punto de consumo. En este caso el Gas Natural tratado in situ es directamente cargado en los medios de transporte de GNC para su traslado y como fuente de alimentación de redes locales o como unidad de transvase en estaciones de servicio de GNV ha alimentadas por la red de distribución. El proceso del Gas Natural en un sistema de GNC, comprende la estación de regulación y medición, el compresor, los cilindros de almacenamiento, el sistema de tuberías, las válvulas y el dispensador, todos estos equipos se Pág. 56

encuentran diseñados con la ayuda de normas internacionales tales como ASME/ANSI 831.3 para las tuberías a presión y ASME Sección VIII División I para los cilindros a presión. Figura 48.- Esquema típico de un Gasocentro de GNV.

GreenFltld ,upply GH tJ t

250 bar

4 bar

200 bar NGV on kí

Estación Regulaci n Medición

Compresor 4-10 Línea de Distribución

Sistema e Carga Inteligente Fuente: Deuman SAC

El proceso del GNC lo podemos agrupar en cuatro subsistemas bien definidos, los cuales conforman las etapas que permiten trasladar el Gas Natural a aquellos lugares en el que no ha sido económicamente viable el tendido de redes de distribución: •

Subsistema de Regulación y Medición.

•

Subsistema de Compresión.

•

Subsistema de Almacenamiento.

•

Subsistema de Despacho (Incluye la Unidad de Control).

Pág. 57

2.2.5.1 Subsistema de regulación y medición.

Se le denomina con el término de ERMP (Estación de Regulación y Medición Primaria) y no es otra cosa que la Acometida de la estación de servicio. tiene como función regular la presión de entrada del gas y medir su consumo. asimismo. el sistema de Regulación prevé que se puedan generar fenómenos de contrapresión o vacío en la Red de Distribución. Este subsistema es el nexo entre la tubería principal de gas natural {red de distribución) y la estación de servicio. la cual se encuentra conformada generalmente por: •

Válvula de entrada.

•

Filtro de particulado.

•

Válvula de seguridad.

•

Válvula de cierre automático.

•

Equipo de medición con corrector electrónico.

Figura 49.- Estación de regulación y medición.

Las distancias de seguridad establecidas en la NTP 111.019, clasifica como Clase

1

-

división I todo el volumen interno de una Estación de

Regu lación y Medición. y

como Clase

1

-

división II las zonas de

ventilación, tal como muestra la siguiente figura:

Pág. 58

Figura 5 0 . - Áreas de riesgo del recinto.

SISTEMAOE REGLUCIONYIO �'EO.CIOH

l'ENTlACION

CLASE 1 - DIVIS ION 1 m

CLASE 1 -OIVIS ION 2 � FU•n1$: NTP 1 11.0U-2007

Asimi smo, dicha NTP señal a que la inslal ac ión interna de la eslación de servicio, debe quedar aislada de la red de dislri bución, por medio de una eléctrica. junla di 2.2.5.2 Subsistenia de coll1)resión. Esle subsislema es el encargado de tomar el gas luego de que el rrismo pasó por la ERM P y someler l o al proceso de compresión, elevando la presión de ingreso a l compresor hasla una máxima de 250 bar de acuerdo a la normativa vigente. El compresor eslá compueslo por un molor que es el que genera el movimiento, una carcasa en la cual eslá monlado el conjunto móv il del compresor, (pislones, bielas y cigüeñal); y además los equipos auxiliares tales como el tanque amortiguador de pulsaciones, tuberías, ci lindros compresores, sislema de refrigeración, separadores de condensado, válvulas, sislemas de lubricación, acop larrienlo molor-compresor, sislema el éctrico, sislema inslrumentación.

anli

vibratorio,

sislema

de

seguridad

de

Pág.59

El compresor eleva la presión utilizando varias etapas, a la salida de cada etapa de compresión el gas pasa a través de un intercambiador de calor para su enfriamiento. El gas retorna enfriado a la siguiente etapa de compresión hasta completar el ciclo. Este recorrido de compresión y luego enfriamiento por etapas hace que el proceso tienda idealmente a un proceso isotérmico (caso "n" etapas). El enfriamiento, en este proceso, se consigue generalmente mediante el conjunto aeroenfriador que contiene un ventilador axial accionado por un motor eléctrico, lo que provoca el pase de aire a través de tubos con aletas y lo disipa al ambiente por medio del dueto de salida. Un separador de aceite se coloca a la salida de cada etapa de enfriamiento. Su función es recolectar el aceite de lubricación y separarlo del sistema mediante una válvula de drenaje. En la última etapa, generalmente tienen instalado un elemento filtrante del tipo coalescente que garantiza la llegada de gas limpio a los surtidores y por ende a los vehículos que van a ser atendidos. Esto con la finalidad de que el aceite no termine en los recipientes de los vehículos o de los medios de transporte. El compresor está comandado por un tablero de control, diseñado bajo un esquema eléctrico y de control automático, de tal manera que los interruptores de arranque y parada envían la señal para iniciar o terminar los ciclos. Adicionalmente, están conectados al sistema de seguridad para paradas de emergencias. Los Principales Componentes típicos de un Compresor son (fuente Aspro - Argentina):

Pág. 60

Figura 51.. Sensor de \libraciones. Di spositivo automático que protege al compresor v ibraciones , fuera de los valores admi si bl es.

de eventual es

Figura 52.. Reguti.lor de es11acio nocivo. Flexibi l iza las condi ciones operatwas del compresor de acuerdo a la necesidad de venta de cada estación.

Figura 53.. Visores de aceite. Puntos de control para verificaci ón del normal funcionamiento del lubricador , permiti rá observar la circu l ación de aceite hacia ci l indros y empaquetaduras.

Pág.61

Figura 54.- Soportes anti vibratorios. Garantizará e l funcionami ento ópt i mo del equipo ais lándo lo de pos i bl es vibraciones autos generados y de transrritir las al resto de la instalaci ón.

Figura 5 5 . -Válvula reguladora. Garantizará una presión constanle de enlrada al corrpresor asegurando el correcto funcionami enlo de l equipo.

Figura 56.-Válvula de seguridad. Dispositivo de seguridad que s e accionará automálicamenle en caso de sobrepres ión, los venleos de las mismas están inlerconeclados a un col ector común reduci endo los costos de monta e. j

Pág.62

Figura 57.-Válvula de despresurizado. Desti nada a despresurizar el compresor para facilitar la parada y el nuevo arranque.

Figura 58.-Bomba de lubricación del tipo engran�e. De accionamiento d irecto, se encargará de lubr icar bielas, crucelas, cigüeña l, rodamienlos y· metal es de bi ela.

Figura 5 9 . -Tani¡ue pulmón incolJ)orado. Almacena el gas para e l correcto arranque y parada del sistema compresor.

Pág.63

2.2.5.3 Subsistema de almacenaje. Son cilindros de acero dispuestos de manera vertical u horizontal, cuya función es almacenar el gas que entrega el compresor a una presión máxima de 250 bar y que posteriormente pasa a los surtidores por medio de tuberías que están conectadas a la batería de los cilindros. Los cilindros están dispuestos generalmente en grupo de 1 O o 12 unidades, firmemente asegurados a una estructura metálica y en las que todos los recipientes cilíndricos están vinculados a un colector, a efectos que el conjunto actúe como una unidad. Estas baterías de cilindros son usados en las Estaciones de Servicio para almacenamiento de GNV. La batería de almacenamiento cuenta con válvulas individuales para los cilindros, válvula esférica manual de bloqueo general de salida, válvulas de exceso de flujo, válvula de seguridad por sobre presión y tuberías de interconexión en acero inoxidable. En la misma se encuentra el dispositivo que controla la presión de arranque y parada del compresor. De acuerdo a lo señalado en la NTP 111.019, los cilindros contarán con válvula de seguridad que se accionará entre el 15 % al 20 % por encima de la máxima presión de operación. Las válvulas de seguridad deberán ser capaces de evacuar el máximo caudal de suministro ya sea de la válvula reguladora de aspiración o del compresor donde correspondiera. Asimismo dicha NTP señala que cada batería de cilindros de poseer diseño en cascada (diferentes niveles de presión) deberá tener su correspondiente manómetro con válvula de bloqueo y purga, de lo contrario solo será necesario un manómetro con válvula de bloqueo y purga para toda la batería. Para conocer las diferentes partes de un sistema de almacenamiento de GNC típico solo basta con consultar el contenido de la siguiente dirección electrónica

correspondiente

a

la

empresa

Aspro

de

Argentina

http://www.asprognc.com/descargas/storage.pdf, la cual muestra: Pág. 65

Figura 62.· Partes del sistema de almacenamiento.

...

1. Sensor de presión Arranque Parada: Dispositivo de control de parada y arranque del compresor. 2. Manómetro con v enteo: Indicador de la presión del almacenaje. 3. Válvula de Seguridad: Sistema de seguridad que actúa en caso de sobrepresión. 4. Válvula de Exceso de Flujo: Elemento de seguridad que bloquea la salida de gas ante un aumento brusco del flujo. 5. Válvula de Cilindro: Dispositivo para apertura y cierre de cada cilindro; además cuenta con una válvula de seguridad por exceso de temperatura. 6. Válvula Manual de Cierre: Dispositivo que permite manualmente el cierre total del pasaje de GNC hacia el surtidor. 7. Válvula Manual de Entrada: Elemento que permite manualmente accionar el pasaje o cierre del GNC hacia los cilindros. 8. Válvula Antirretorno: Componente

que impide el retroceso de gas hacia el

compresor. A. Entrada de gas desde compresor. B. Salida de gas hacia surtidores. C. Conexión eléctrica del transductor de presión. D. Venteo manual y de válvula de seguridad. Figura 63.- Cilindros de almacenaje.

Fuente: \lista de campo - ee.ss. Estación gasolinera

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Figura64.- Cilindros de almacenaje dentro de un módulo.

Fualle: \'isita de campo - EE.SS. Abra,cas

Figura65.- Vista exterior del modulo del sistema de compresión

fuEnte: \'isita de campo - EE.SS. Abraxas

Pág. 67

2.2.5.4 Subsistema de despacho El subsistema de despacho se realiza a través de los dispensadores, que son unidades de suministro utilizados para el expendio de GNV y que cuentan con un sistema de medición para la compensación a condiciones estándar, indican la cantidad de gas en metros cúbicos que son despachados, el costo total de la venta y el precio por metro cúbico. El objetivo de los dispensadores es transferir GNV desde el sistema de compresión o batería de cilindros para almacenamiento al cilindro del vehículo. Los dispensadores deben tener un sistema de corte regulado a una presión de llenado de 200 bar con una tolerancia máxima de 2.5% 1 la misma que deberá ser precintada posterior a la calibración. El llenado es medido generalmente por un medidor de flujo másico, que puede reflejar la cantidad entregada, el precio unitario y el total a cobrar. Las mangueras operan con una presión de despacho de 200 bar, las cuales deben de contar con un segundo sistema de corte, posterior al mencionado, que impida superar el 7.5% la presión de despacho. En la actualidad existen dispensadores modernos (Tipo AS 120 G AC de Aspro - Argentina), que están conformados generalmente por las siguientes características: •

Diseño moderno, gabinete construido en acero inoxidable y plástico termoformado

•

Sistema de alimentación de 1, 2 o 3 líneas

•

Dos mangueras de carga

•

Válvula de desacople rápido (Break Away)

•

Medidor másico de alta performance

•

Sistema de corte electrónico y mecánico, de abastecimiento por exceso de flujo

•

Filtro de entrada para limpieza del gas para la carga

•

Válvulas reguladoras de presión independientes para cada manguera de carga

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•

Display electrónico de gran visibilidad

•

Carga por capacidad total o por importe monetario predeterminado

•

Puerto de comunicación para monitoreo del sistema en forma remota

•

Luz indicadora de fin de carga

•

Botonera de emergencia de tipo "golpe de puño" incorporada en el dispensador

•

Diseñado para caudales de hasta 28 Nm3/min

•

Sistema de monitoreo remoto

•

Gabinete multiservicio con dispensador de jabón líquido, toallas, café y manguera retráctil para agua

•

Compensación de presión de carga de acuerdo a la temperatura del gas

•

Filtro coalescente Figura 66.- Vista de un dispensador multiservicio.

Fuente: Asprognc.com

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A pesar que la tecnología del gas natural utilizado como combustible automotor lleva operando en el mundo más de tres décadas no ha avanzado al mismo ritmo, debido a las complejas condiciones de caudal que impone el proceso. A nivel mundial, durante los 80s se probaron diversos tipos de medidores en los surtidores de las EDS GNV (Estación de Servlcio para Gas Natural Vehicular), tales como turbinas, boquillas sónicas y medidores de presión diferencial, pero fenómenos tales como la asimetría dél perfil de velocidades, los rápidos cambios dé pres· ión y temperatura, así como la contaminación del gas con el aceite del compresor, provocaron el descarte de su aplicación. Paralelamente se introdujo la nueva tecnología de medidores basados en el principio de coriolis, la cual ha demostrado ser adecuada para la medición en los surtld' ores de las EDS-GNV, pero el aseguramiento metrológico del proceso continúa siendo complejo debido al desconocimiento del comportamiento y las magnitudes de influencia de estos tipos de medidores Figura 67.- Medidor de coriolis (flujo másico)

Carca�

SenOOf de Teniperature

RTO

Oirectión del FIUJO Fuente: CDT de l,as • Colombia

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El Princípál componente del surtidori es un dispositivo que convierte

el

'flujo de masa de gas en señales qlle son transmitidas a un dispositivo de cálculo. El medidor a su vez se halla conformado por: 1. Un elemehto sensor que es directamente afedc,do por el mensurando. 2. Un transductor que convierte y amplifica la señal de entrada a partir de una determinada correlación. 3. Los dispositivos periféricos que nos permiten monitorear las variables del proceso, es decir� la medición del flujo. El fwncionarniento de este medidor se basa en el Principio de la Fue�za de 1 Coriolis 3 Figura 68.- Efecto Coriolis

Si LJha persona permanece de pie sobre Una plataforma circular er1 rotación, similar al carrusel de un parque de diversiones, tiene que inclinar su cuerpo tan solo un poco, en el sentido del centro de rotación para contrabalancear la fuerza centrifuga (figura de la izquierda). Por otra parte, si dicha persona carnina radialmente, a partir del centro y hacia fuera, en la dirección de la periferia de la plata forma, experimentará gradualmente una veloddad angular mayor, de fe>rrna que cuando ocurre

í3 El Metlídor de Col"í()lís. se basa en el teorema de Coric>lís, matemático francés (1795 - 1843) que observó que un objeto de masa m que se desplaza con una velocídad líneal V a través de una supemcíe giratoria de velocida