Categoría: Energía y Medio Ambiente

evenidas, los niveles de existencias considerados en el párrafo anterior se sitúen en algún momento fuera de los parámetros técnicos, lo cual podría dar lugar a que, en algún momento posterior, las variables básicas de control estuvieran fuera de los rangos normales de operación del sistema, el GTS podrá declarar Situación de Operación Excepcional e impartir las consignas de operación necesarias en cada una de las instalaciones, con objeto de conducir al sistema a la situación de operación normal en el menor plazo posible.
Este capítulo tiene por objeto presentar los parámetros de diseño principales que intervienen directamente en las fórmulas para obtener tanto la capacidad de las instalaciones del sistema gasista, así como los márgenes operativos y de seguridad que determinan las restricciones más importantes que reducirán la capacidad máxima.
La capacidad de las instalaciones y su capacidad tras la integración en el conjunto del sistema estarán recogidas en el SL-ATR.
La capacidad es específica de cada instalación y debe ser calculada por cada operador, en relación con sus infraestructuras, teniendo en cuenta los diferentes escenarios de funcionamiento debido a las diferencias existentes entre los sistemas e instalaciones de cada operador. Los operadores publicarán para cada una de sus instalaciones de entrada al sistema, la capacidad o capacidades nominal y útil de la instalación. El GTS agregará toda esa información en un mismo documento, denominado Rangos Admisibles, indicando también aquellos casos en los que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema.
La capacidad que una instalación puede poner a disposición de los usuarios varía en un determinado rango a lo largo del tiempo, al estar influenciada por: las características técnicas de la instalación y las fluido-mecánicas del gas/liquido (elementos estáticos); la forma en la que es utilizada por los usuarios y operada por los operadores (elementos dinámicos); y los límites que se establecen para satisfacer una calidad de servicio determinada (requerimientos operacionales).
Por tanto, para calcular la capacidad de una instalación se deberán tener en cuenta no solamente los parámetros de diseño de la misma sino también aquellos operativos o medioambientales que la disminuyen o la limitan. Los márgenes operacionales son los límites de operación necesarios para garantizar la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación. En particular se pueden enumerar los siguientes: las tolerancias en los modelos de cálculo, los márgenes de almacenamiento, los límites de presiones y caudales mínimos operativas en las infraestructuras, los equipos de reserva, las condiciones no estacionarias (fluctuaciones en las condiciones de flujo, presión, etc. a lo largo del tiempo), y los condicionantes medioambientales.
En el caso de que la capacidad útil se vea reducida por las indisponibilidades o mantenimientos, el titular de la instalación debe indicar la cuantía de esta afección y las causas que la provocan al GTS, que lo recogerá en el SL-ATR.
En el caso de que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema, el GTS recogerá esta reducción y su causa en el documento de Rangos Admisibles.
En relación con la capacidad de las nuevas instalaciones o de las ampliaciones de las existentes pendientes de autorización o puesta en marcha, se incluirán en el documento de Rangos Admisibles, de forma diferenciada en el caso de las ampliaciones, las capacidades nominales previstas en la Planificación elaborada por el Gobierno o en sus actualizaciones, a partir de la fecha estimada de puesta en marcha de las instalaciones.
Únicamente a los efectos de homogenizar las conversiones de unidades en el cálculo de capacidades, se considerará un poder calorífico superior (PCS) de referencia de 11,63 kWh/m3(n), que el m3de GNL es equivalente a 585 m3(n) de GN, y que el día de gas tiene veinticuatro horas.
La capacidad disponible en las entradas de gas natural relacionadas con las plantas de regasificación se determinará teniendo en cuenta lo siguiente:
– Las unidades a utilizar para los procesos de las plantas de GNL son:
● Capacidad de descarga/carga de GNL: m3GNL/h
● Capacidad de bombas primarias y secundarias: m3GNL/h
● Capacidad de producción a red de transporte: kWh/d y sus múltiplos (MWh/d y GWh/d)
● Capacidad de carga de cisternas: Número de cisternas y kWh/d y sus múltiplos (MWh/d y GWh/d)
– La unidad a utilizar en los procesos de transporte desde plantas de regasificación, conexiones internacionales, conexiones nacionales y yacimientos será el kWh/d y sus múltiplos (MWh/d y GWh/d).
En cada entrada al sistema se tendrán en cuenta las variables básicas de control siguientes:
● Entradas a las plantas de GNL consecuencia de las descargas de GNL y su velocidad de descarga mínima para su operación normal.
● Entrada mínima al sistema de transporte desde el punto de vista de la instalación aguas arriba para su operación normal.
● Entrada mínima al sistema de transporte desde el punto de vista de las instalaciones de transporte incluyendo gasoductos, estaciones de compresión y conexiones.
– Entradas al sistema con puntos de funcionamiento recomendables teniendo en cuenta:
● Puntos de funcionamiento de plantas de GNL.
● Puntos de funcionamientos de estaciones de compresión.
● Presiones de entrega en la red de transporte en sus salidas.
– Entradas máximas para no generar sobrepresiones en la red de transporte y para no generar problemas en el GNL en las plantas.
Las capacidades se calcularán en función de los equipos que estén instalados en la planta de regasificación, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros. A continuación se muestra un esquema general de las instalaciones de una planta de regasificación.
Para determinar la capacidad de la planta de regasificación se tendrán en cuenta las capacidades de las diferentes partes de la misma:
1. Capacidad de atraque de buques en la planta.
2. Capacidad de descarga de buques.
3. Capacidad de almacenamiento de tanques.
4. Capacidad de bombeo primario y secundario.
5. Capacidad de líneas de conexión internas de líquido.
6. Capacidad de vaporizadores de agua de mar.
7. Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida.
8. Capacidad de carga de cisternas.
9. Capacidad de carga y puesta en frío de buques.
3.1 Capacidad de atraque de buques. La capacidad de atraque de buques queda determinada por el estudio de compatibilidad de los barcos descrito en el procedimiento correspondiente, en el que, entre otros, tendrá, como mínimo, en cuenta los siguientes aspectos:
1. Brazos de descarga.
2. Puntos de contacto con las defensas.
3. Número de puntos de amarre.
4. Posición del manifold.
5. Pasarela de acceso de tierra al buque, etc.
También se tendrán en cuenta para determinar las capacidades de atraque de buques las condiciones físicas y operativas del puerto como:
1. Capacidad de reviro y de maniobrabilidad en caso necesario.
2. Calado en todo el tramo de navegación.
3. Calado en el muelle de atraque.
4. Número de remolcadores mínimo para maniobrar.
5. Restricciones por corriente, viento y marea, etc.
3.2 Capacidad de descarga de buques. La capacidad de descarga se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:
1. Recuperación de boil-off parcial o total.
2. Producción de boil-off en planta para retorno al buque.
3. Aumento de presión en el colector (manifold) debido a restricciones en el buque o en la planta.
4. Máximos caudales de descarga por brazo.
5. Máxima capacidad de descarga por parte del buque (n.º de bombas, etc.).
3.3 Capacidad de almacenamiento en tanques. La capacidad se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:
1. Los niveles mínimos de operación de bombas primarias.
2. Los niveles máximos de operación en tanque.
La capacidad útil será aquella que quede definida entre los niveles mínimos de operación de bombas primarias y los niveles máximos de operación en tanque. La capacidad mínima se determinará teniendo en cuenta el volumen mínimo de GNL necesario para permitir el arranque de las bombas primarias.
3.4 Capacidad de bombeo primario y secundario La capacidad de bombeo primario y secundario se calculará atendiendo al caudal impulsado por las bombas. Además, se tendrán en cuenta, con carácter general:
1. La configuración de las bombas.
2. La curva de operación de cada bomba que facilita el fabricante (que incluye el punto de mejor funcionamiento -BEP- y los límites interior y superior de operación definidos por el fabricante), donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia en función del flujo, y en particular los márgenes operativos que determinan la línea de bombeo, la línea de máxima velocidad, la línea de mínima velocidad, la línea de máximo caudal («chocking line») y la línea de máxima potencia.
3. Los límites de cavitación.
4. Que la presión de impulsión no sea superior a la presión de diseño de la tubería donde descarga.
Si para el cálculo de la capacidad de bombeo primario y secundario fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
3.5 Capacidad de líneas de interconexión de líquido-gas. La capacidad (volumen por unidad de tiempo a transportar) en líneas se calculará atendiendo a las siguientes velocidades máximas en cualquier punto de la línea:
1. Líneas de líquido: 8 m/sg.
2. Líneas de gas: 20 m/sg.
Además, para el cálculo de estas capacidades se tendrán en cuenta el diámetro, la longitud y el factor de fricción de las líneas, así como las características fisicoquímicas de los fluidos.
3.6 Capacidad de vaporizadores de agua de mar. La capacidad de vaporización, volumen de gas regasificado por unidad de tiempo, se determinará teniendo en cuenta para su cálculo:
1. El diseño del vaporizador.
2. La temperatura de agua de mar.
3. La presión en planta.
4. Las condicionantes medioambientales y la capacidad de relicuación, que podrán afectar también a la capacidad mínima.
3.7 Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida. Se corresponde con el volumen de regasificación nominal certificado por el suministrador del equipo. La capacidad mínima estará condicionada por el cumplimiento de los requisitos medioambientales.
3.8 Capacidad de carga de cisternas. La capacidad de carga de cisternas dependerá básicamente de:
1. La capacidad de la línea de líquido desde las bombas primarias al cargadero.
2. La capacidad de la línea de retorno de la cisterna a la planta.
3. Las horas de funcionamiento del cargadero.
Normalmente estas capacidades no son restrictivas y en su diseño ya están consideradas las necesidades específicas del cargadero. El aspecto más relevante que puede limitar la capacidad carga de una cisterna es su temperatura, es decir, si la cisterna esta «caliente» o «fría».
3.9 Capacidad de carga y puesta en frío de buques. Para la determinación de la capacidad de carga y puesta en frío de buques, se deben tener en cuenta tanto las instalaciones de la planta como las del buque, así como si la operación es de carga o puesta en frío. La capacidad dependerá al menos de los siguientes aspectos:
1. Número de bombas primarias que no se estén utilizando para atender las necesidades de regasificación.
2. Capacidad de la línea de líquido.
3. Capacidad de carga (velocidad de carga) con un brazo de conexión de la línea de líquido.
4. Evolución de la presión y temperatura de los tanques del buque.
5. Capacidad de recuperación de boil-off total por parte de la planta (sin quemar en la antorcha).
6. Si el buque dispone de compresor.
7. Capacidad de la línea de retorno de boil-off a la planta.
8. Temperatura del gas en los tanques del buque antes de su carga (buque «frío» o «caliente»).
9. Capacidad de gestión del boil-off mediante su combustión en la antorcha de la terminal, cuando no sea posible su recuperación, bien por cuestiones de la calidad de gas retornado desde el buque a la planta o por el volumen generado durante la operación y que no puede ser recuperado por los compresores y el sistema de relicuación.
En el caso de realizar una puesta en frío de un buque, al estar este «caliente», la capacidad de descarga disminuirá y por tanto es necesario utilizar más tiempo para completar la carga.
3.10 Capacidades a publicar. En las plantas de regasificación, el titular de la instalación publicará la capacidad de almacenamiento de tanques [m3GNL, GWh, Mm3(n)], la capacidad de emisión a la red de transporte (kWh/d, GWh/d), la capacidad de carga de cisternas de GNL (kWh/d, cisternas/día), la capacidad de descarga de buques metaneros (m3GNL/h), la capacidad de carga de buques metaneros (m3GNL/h) y la capacidad de atraque de buques metaneros (m3GNL). Además, el GTS publicará la información agregada.
4. Cálculo de la Capacidad De Almacenamientos Subterráneos (AASS). En los almacenamientos subterráneos se distinguirá entre capacidad de almacenamiento, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción.
Las capacidades se calcularán en función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo y, en su caso, de las características técnicas de los equipos que estén instalados para la operación del mismo, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros.
4.1 Capacidad de almacenamiento. La capacidad de un almacenamiento es la cantidad de gas natural contenida en la estructura donde se almacena gas a una presión determinada.
Dicha capacidad será función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas, y de la estructura geológica, pudiéndose modelizar matemáticamente. Cuanto mayor conocimiento exista de la estructura geológica y sus parámetros, mayor complejidad tendrá la fórmula de modelización, ajustándose mejor a la realidad. Si para el cálculo de la capacidad almacenamiento fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
4.2 Capacidad de inyección y extracción. La inyección es la acción de introducir gas en el almacenamiento subterráneo, mediante la utilización de los equipos mecánicos necesarios para vencer la presión del almacenamiento.
Por su parte, la extracción es la acción de retirar gas del almacenamiento subterráneo. Normalmente, se produce por diferencia de presiones entre el gas almacenado y la superficie. En el caso de que la diferencia de presiones mencionada no sea suficiente, se pueden utilizar los medios mecánicos que están instalados en las plantas de tratamiento de gas para la inyección (unidades de compresión) en sentido inverso, siempre que estén preparados para ello.
Por tanto, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción de un almacenamiento subterráneo de gas natural son los caudales que consigue la instalación al realizar dichas acciones.
La capacidad de extracción es función de la cantidad de gas existente en el almacenamiento en cada momento, y, por tanto, de la presión en su interior, de las características del almacenamiento y de cómo se haya operado el almacenamiento (tiempos de parada, tiempos y caudales a los que se ha estado operando) hasta el momento en el que se realiza el cálculo. Se calculará teniendo en cuenta los equipos de tratamiento del gas de la planta, sus límites de operación y seguridad, así como la contrapresión de salida del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado. La capacidad máxima de extracción se da en condiciones de máximo llenado y máxima presión en el almacenamiento.
La capacidad de inyección se calculará teniendo en cuenta los equipos de compresión de la instalación, sus límites de operación y seguridad, así como la presión de entrega del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado y la presión existente en el propio almacenamiento.
Además, tanto la capacidad de inyección como la de extracción están influenciadas por los equipos que permiten conectar las instalaciones de superficie con la propia formación geológica de almacenamiento. De dichos equipos, los que mayor afección producen son la válvula de regulación del caudal entrada/salida («choke»), la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie («tubing»), las unidades de tratamiento y las unidades de compresión instaladas en superficie en el caso de la inyección.
A continuación, se describen brevemente los diferentes factores que influyen en el cálculo de las capacidades de extracción e inyección de un almacenamiento subterráneo y su efecto sobre las mismas.
4.2.1 Curva características de la formación almacén. En función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo, se pueden modelizar, con mayor o menor precisión, en función del conocimiento que se tenga de dicha estructura y de la experiencia en su operación, las curvas características de la formación almacén, las cuales se definen como la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Estas curvas se deben actualizar cada vez que haya cambios significativos en el comportamiento de los pozos. Dependiendo del tipo de almacenamiento, comportamiento de los pozos y experiencia, la frecuencia en las actualizaciones en las curvas será distinta, pudiendo llegar a ser diaria.
4.2.2 Curva de declino. Es la curva que describe la evolución del caudal de extracción a lo largo del tiempo, a partir de una situación inicial determinada (grado de llenado y presión en fondo), y es función de las características de la formación almacén, de las características del «tubing», de la presión en superficie y del perfil inicial de extracción que se solicite. Se puede referir a un pozo, o a varios, o al total del caudal de extracción del almacenamiento.
Para cada almacén, se diseñará una curva de declino que contenga la relación entre la presión dinámica en cabeza de poso, el volumen de gas en el almacén y el caudal de producción. Si para la determinación de las curvas de declino fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
4.2.3 Unidades de compresión. Los equipos utilizados para vencer la presión del almacenamiento en la inyección son las unidades de compresión y, por tanto, la capacidad de inyección principalmente es función de las unidades de compresión destinadas a tal efecto.
Para ello, es posible utilizar diferentes tipos de unidades de compresión y configuraciones. Entre los tipos de unidades utilizadas se distinguen los compresores centrífugos y los compresores alternativos, y en cuanto a la configuración de las unidades, esta puede ser en paralelo, serie o serie/paralelo.
Para la elección de las unidades de compresión adecuadas y su configuración se ha de tener en cuenta la presión máxima admisible en el almacenamiento, el caudal a vehicular y la presión de aspiración.
4.2.4 Válvula de «choke». Las válvulas de «Choke» son válvulas de regulación que se sitúan en cada línea de pozo; pueden ser bidireccionales y reducen la presión del gas aguas abajo. Su función es la regulación y control del caudal de extracción y/o inyección de gas natural en un pozo.
4.2.5 «Tubing». Es la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie (válvula «choke») y tiene las características técnicas adecuadas para vehicular el caudal requerido.
La curva característica del «tubing» es la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Depende de las características del «tubing» de producción/inyección para una presión dinámica determinada en cabeza de pozo.
Si para determinación de la curva característica del «tubing» fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
4.2.6 Planta de tratamiento. Una vez extraído el gas del almacenamiento subterráneo, es necesario su tratamiento para ser introducido en la red de transporte con la calidad requerida.
En la planta de tratamiento se produce un primer secado por gravedad, y un segundo secado en los sistemas de tratamiento de gas, para posteriormente odorizar el gas y medirlo antes de introducirlo en la red de transporte.
Componentes genéricos de la planta de tratamiento:
– Trampa de rascadores.
– Gasoductos internos.
– Separadores de bolsa.
– Recipiente separador.
– Sistema de tratamiento de gas que puede ser diferente para cada almacenamiento, dependiendo de la composición del fluido existente en el yacimiento
– Filtros separadores de sólidos para el gas.
– Tanque de agua de proceso.
– Bombas de inyección de agua de proceso.
– Unidad de medida (generalmente de ultrasonidos).
– Cromatógrafo.
– Unidad de odorización.
– Sistema de gas combustible.
– Sistema de gas comprimido.
– Sistema de agua.
– Antorcha con separador de agua.
– Transformadores eléctricos y diesel.
En la planta de tratamiento existen equipos críticos que están diseñados para el caudal de extracción requerido y que, en el caso de que fallen, limitan el caudal de extracción de gas (a no ser que haya unidades de apoyo («back up») instaladas). Dependiendo del proceso/s utilizados en el tratamiento de gas, los equipos críticos serán diferentes
4.3 Capacidades a publicar. Para los almacenamientos subterráneos, el titular de la instalación publicará la capacidad nominal de almacenamiento, la capacidad nominal de extracción y la capacidad nominal de inyección.
Dada la gestión única de los almacenamientos subterráneos, el GTS publicará la información agregada de capacidad de almacenamiento y de las capacidades nominales de inyección y extracción en su página web y en el SL-ATR con la periodicidad que requiera la legislación vigente, a partir de la información aportada por los operadores de los almacenamientos subterráneos.
Para los yacimientos y las plantas de producción de otros gases, será el titular de la instalación, en el caso de unyacimiento, o el operador titular del punto de inyección, en el caso de unaplanta de producción, quién envíe al GTS la capacidad de producción diaria y el poder calorífico superior (PCS) del gas producido.
La capacidad de una red se calculará teniendo en cuenta, entre otros:
1. Sus límites de operación y de seguridad.
2. Los efectos limitantes que puedan producirse entre los equipos que la forman.
3. Los caudales de gas aportados en los puntos de entrada y la presión de entrega.
4. La demanda que atiende dicha red y las presiones mínimas garantizadas de dicho suministro.
5. Los caudales de gas a aportar y la presión mínima de entrega a otros transportistas o distribuidores en los puntos de conexión de la red.
A continuación, se describe brevemente las variables que influyen en el cálculo de la capacidad de una red.
6.1 Cálculo de la capacidad de un gasoducto. De una forma simple, se puede decir que la capacidad del gasoducto es la cantidad de gas que se desplaza por unidad de tiempo (caudal) entre el punto de entrada y el de salida del gasoducto, considerando unas presiones de entrada y salida determinadas.
Cuando un gas circula por un gasoducto pierde presión (pérdida de carga) a medida que avanza a lo largo de este, a causa del rozamiento con las paredes del tubo. Además, se pierde también presión cuando el gas pasa por un accesorio, por una curva, por un cambio de sección, etc. Para vencer esta pérdida de presión se instalan compresores que compensan la pérdida de presión. Para determinar el valor de estas pérdidas de carga se recurre a fórmulas, o simuladores basados en dichas fórmulas, que realizan el cálculo.
Desde una perspectiva técnica, la capacidad máxima de un gasoducto se determina por un conjunto de diferentes parámetros de diseño como son, principalmente, el diámetro, las condiciones de caudal y presión, la longitud, así como otros factores menos significativos que se describen a continuación.
La determinación de la capacidad máxima está sujeta a leyes relevantes de la física y, en este contexto y a modo ilustrativo, a continuación se reproduce la fórmula de Darcy, aunque otras fórmulas también pueden ser adoptadas para el cálculo
Siendo:
– p1y p2: Presión absoluta origen y final de la tubería (bar).
– λ: Factor de fricción.
– ρ0: Densidad del gas en condiciones normales (kg/m3(n)).
– p0: Presión en condiciones de referencia (1013,25 mbar).
– T0: Temperatura en condiciones de referencia (273,15 ºK).
– T: Temperatura del gas (ºK).
– d: Diámetro interno de la tubería (m) l: Longitud de la tubería (m).
– K: Coeficiente compresibilidad del gas respecto a condiciones normales (Z/Z0).
– q0: Flujo referido a condiciones normales (m3(n)/h).
En caso de que la diferencia de altitud entre el origen y el final del gasoducto sea significativa, pueden emplearse fórmulas como la de Fergusson:
Siendo:
Donde z1y z2representan la altura en el origen y el final de la tubería.
Para ambas ecuaciones, el factor de fricción λ se obtiene habitualmente de la fórmula de Colebrook, aunque podrían usarse otras que se encuentren dentro de los rangos de validez.
El coeficiente de compresibilidad K se obtiene de la fórmula de Van der Waals, pero también son válidas, por ejemplo, la de Redlich-Kwong, Peng-Robinson, SchmidtWenzel, Benedict-Webb-Sterling, AGA8, SGERG88, etc.
Se considerará un régimen de funcionamiento en condiciones estacionarias y la capacidad será calculada en estas condiciones, es decir, el flujo de entrada es igual al flujo de salida.
Por lo tanto, la capacidad de un gasoducto, q0, que vendrá dada en m3(n)/h, se calcula despejando de la expresión anterior (1).
En cualquier caso, el empleo de unas ecuaciones u otras vendrá determinado por la calibración que se realice frente a valores reales.
6.1.1 Influencia del diámetro interno y el factor de fricción. La fórmula anterior podríamos simplificarla considerando que la capacidad de un gasoducto depende básicamente de dos parámetros; el factor de fricción y el diámetro de la tubería:
Como el factor de fricción λ es una función implícita del diámetro d, se pude simplificar que la capacidad la podríamos relacionar con la expresión siguiente:
Donde, por ejemplo:
– γ = 2,595 para una rugosidad k de 0,07 mm, valor típico para tuberías de acero sin revestimiento interno.
– γ = 2,580 para una rugosidad k de 0,006 mm, valor típico para tuberías de acero con revestimiento interno.
Por lo tanto, el efecto del diámetro interno sobre la capacidad o caudal es muy pronunciado con un exponente aproximadamente de 2,6.
6.1.2 Influencia de la presión. Otro factor importante que afecta a la capacidad de un gasoducto es la presión, ya que simplificando la formula (2) podemos obtener la relación:
Para observar mejor el efecto de la presión sobre la capacidad la ecuación cuadrática anterior, se puede expresar de forma lineal aproximada:
Es decir:
Por lo tanto, se puede considerar que la capacidad, o el caudal, es proporcional a la pérdida de carga lineal y a la presión media. Esto significa que, para una caída de presión constante, la capacidad se incrementa con la raíz cuadrada de la presión media de operación.
La caída de presión máxima a la que normalmente se transporta el gas está comprendida entre 0,1 y 0,2 bar/km.
6.1.3 Otros factores que influyen en la capacidad de un gasoducto. De acuerdo con las fórmulas expuestas, también influyen otros factores como las propiedades físicas del gas (densidad, coeficiente de compresibilidad, temperatura). Otro de los parámetros que limitan la capacidad es la velocidad máxima a considerar para el transporte y distribución, debido a que es necesario que el ruido y las vibraciones que se producen a lo largo de este se encuentren dentro de los límites máximos establecidos. A nivel internacional, se considera como velocidad máxima para el transporte y distribución por gasoducto 20 m/s.
La longitud del gasoducto también influye, puesto que, por ejemplo, la fórmula anterior de Darcy está basada en una curva función de la caída de presión que se produce a lo largo del transporte, por lo que tiene un efecto más pronunciado cuanto más se desplaza el fluido a lo largo de la conducción.
La capacidad también se ve afectada por las condiciones ambientales donde es transportado el gas, en concreto, la temperatura del terreno y los coeficientes de transferencia de calor de la tubería y el terreno. Estos parámetros los deben considerar cada operador en función de los valores en sus respectivas localizaciones.
6.1.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de un gasoducto. En resumen, la capacidad de un gasoducto se calculará, utilizando simuladores y programas de cálculo, teniendo en cuenta los siguientes parámetros y consideraciones:
– El diámetro interior y la longitud del gasoducto.
– El factor de fricción del gasoducto.
– La presión de entrada.
– La presión mínima de garantía en los puntos de entrega del mismo.
– Una velocidad máxima del gas de 20 m/s, independientemente de que las presiones resultantes sean superiores a los valores mínimos indicados.
– La diferencia de altitud entre el origen y el final del tubo si es esta significativa.
– La temperatura del gas.
– El coeficiente compresibilidad del gas.
– La densidad del gas natural.
Los operadores de las infraestructuras colaborarán con el GTS en los análisis que necesite realizar.
6.2 Cálculo de la capacidad de una estación de compresión. En una estación de compresión se pueden identificar las siguientes secciones:
a) Sección de entrada.
b) «Bypass» de la estación.
c) Filtros.
d) Unidades de compresión.
e) Sistema de anti-bombeo.
f) Aerorefrigerantes.
g) Sección de medida.
h) Sección de salida.
El proceso de compresión se realiza normalmente con compresores centrífugos, aunque también pueden ser alternativos, transfiriéndoles la energía mecánica que produce una turbina de gas o motor alternativo para aumentar la presión del gas que se vehicula por el compresor.
Las prestaciones de la estación de compresión quedan determinadas por:
1. La potencia instalada que, en el caso de no ser suficiente para comprimir el gas a los requerimientos solicitados, limitará la presión de aspiración o de impulsión de la misma.
2. Las curvas de operación de los compresores.
3. Los componentes de la estación, como los filtros, aerorrefrigeradores, etc. Es posible caracterizar el proceso de compresión con pocos parámetros tales como:
1. La altura isentrópica o politrópica.
2. La eficiencia politrópica.
3. La potencia absorbida por el compresor.
La altura politrópica representa la energía acumulada en el fluido como incremento en energía termodinámica. También se podría realizar el cálculo de la altura adiabática (sin transferencia de calor con el exterior).
Utilizando la relación entre la presión y el volumen específico del gas en una transformación politrópica de exponente n (PVn constante) entre los puntos 1 y 2, se obtiene la altura politrópica como:
Siendo:
– Z1: Coeficiente de compresibilidad del gas en la sección de entrada o aspiración.
– P1y P2: Presiones aspiración e impulsión.
– R: Constante característica del gas.
– T1: Temperatura del gas en la sección de entrada o aspiración.
Teniendo, por otra parte, en cuenta el rendimiento o eficiencia politrópica η, la potencia absorbida por el compresor en kWh será:
Siendo:
– q0: Caudal en Nm3/h.
– γ: Peso específico del gas en Kg/Nm3.
Y considerando la eficiencia politrópica η como el factor que determina el rendimiento y teniendo en cuenta que el compresor está constituido por diferentes etapas en las cuales se producen pérdidas de presión de remanso.
Además, para el cálculo de la potencia se deberán tener en cuenta las pérdidas debidas a la fricción mecánica, así como las pérdidas producidas en su instalación interior.
Normalmente, la potencia instalada suele ser un poco mayor que la requerida para cubrir situaciones inesperadas y tener un cierto margen de capacidad instalada.
Para cada compresor el fabricante entrega una curva de operación donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia dentro de los ejes de altura en ordenadas y el flujo en el de abscisas. En este mapa de curvas, se observan los siguientes márgenes operativos que deben ser respetados para el correcto funcionamiento del compresor y, por lo tanto, para el cálculo de la capacidad.
1. Línea de bombeo (1).
2. Línea de máxima velocidad (2).
3. Línea de mínima velocidad (3).
4. Línea de máximo caudal («chocking line») (4).
5. Línea de máxima potencia (en rojo), por encima de la cual la turbina no puede dar potencia al compresor. (5).
Estos márgenes definen el área de operación del compresor centrífugo.
Además de estos márgenes operativos, es necesario tener en cuenta la influencia de las condiciones medioambientales para el cálculo de la potencia máxima disponible para el compresor. Por ejemplo, una mayor temperatura del aire de entrada a la turbina hace bajar la línea de máxima potencia, reduciéndose el rango de potencia disponible para el compresor.
Para el cálculo de la capacidad en una estación de compresión, la presión de aspiración no deberá ser nunca inferior a 40 bar, ni la de impulsión superior a la presión de diseño del gasoducto donde descarga y, además, se tendrá en cuenta que una de las unidades de compresión no estará disponible, manteniéndose de reserva.
Para el cálculo de la capacidad de una estación de compresión, se tendrá también en cuenta la configuración interna de sus compresores, es decir, si están alineados en serie, en paralelo o ambas. En relación con una configuración normal, la de serie incrementa el diferencial de presión manteniendo el flujo y la de paralelo incrementa el flujo manteniendo el diferencial de presión.
En resumen, la capacidad de una estación de compresión se calculará teniendo en cuenta:
– La configuración de los compresores de la estación.
– La curva de operación de cada compresor que facilita el fabricante, donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia en función del flujo y, en particular, los márgenes operativos que determinan la línea de bombeo, la línea de máxima velocidad, la línea de mínima velocidad, la línea de máximo caudal («chocking line») y la línea de máxima potencia.
– Que la presión de aspiración no sea inferior a 40 bar.
– Que la presión de impulsión no sea superior a la presión de diseño del gasoducto donde descarga.
Si otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.
Si para el cálculo de la capacidad de las estaciones de compresión fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
6.3 Cálculo de la capacidad de una estación de regulación y medida (ERM) y/o en una instalación de medida (EM). En una ERM se pueden identificar las siguientes secciones a efectos del cálculo de capacidad:
a) Sección de entrada.
b) «Bypass» de la estación.
c) Filtros.
d) Sección de calentamiento del gas.
e) Sección de regulación.
f) Sección de medida.
g) Sección de salida.
Un factor determinante es la presión operativa de entrada, puesto que, si se sitúa en valores cercanos a la presión mínima de entrada, la capacidad disminuiría.
Además, asumiendo que las diferentes secciones mencionadas deberán estar diseñadas para soportar la capacidad requerida de la instalación de regulación, para el cálculo de la capacidad de la unidad las dos secciones clave son:
1. Capacidad del sistema de regulación de presión.
2. Capacidad de la unidad de medida.
En ambos casos la capacidad se calcula por línea de regulación, siendo la capacidad total de la ERM la suma de cada línea, pero considerando una línea de reserva como margen operativo de seguridad para el hipotético caso de que una de las líneas en servicio pudiera fallar y, por lo tanto, debiera entrar a funcionar inmediatamente la que se encontrase de reserva.
a) Caudal con una relación de presión subcrítica (pu– pd) ≤ 0,5 x (pu+ pb).
b) Caudal con una relación de presión crítica.
Donde:
– KGes el coeficiente del caudal, valor característico de la capacidad de caudal del regulador, declarado por el fabricante.
– pdes la presión del gas a la salida del regulador.
– pbes la presión atmosférica (presión absoluta).
– pues la presión del gas a la entrada del regulador.
– d es la densidad relativa del gas.
– tues la presión del gas a la salida del regulador.
Para determinar correctamente la capacidad del sistema de regulación, se tendrá en cuenta además las siguientes consideraciones:
– La capacidad disminuirá con la presión de entrada, por lo que se debe considerar el escenario de la presión mínima de entrada esperable.
– En configuraciones con varios sistemas de seguridad de presión, de acuerdo a lo indicado en la norma UNE-EN 12186, en aquellos en los que se instalen en las líneas de regulación un regulador principal y u regulador monitor y/o una válvula de interceptación de seguridad, se debe tener en cuenta la reducción de capacidad y pérdida de carga de cada elemento.
6.3.2 Unidad de medida. En cuanto a la unidad de medida, se considera que en las ERM la medición del gas se realiza con turbina, siendo el cálculo de su capacidad:
En esta fórmula se observa como la capacidad de medida de una turbina se calcula por G, que es el tamaño estándar de la turbina, Psal que es la presión absoluta de contaje y el coeficiente 1,6 (el tamaño estándar siguiente al considerado).
6.3.3 Medidores por ultrasónicos. En el caso de que la medida se realice con un medidor por ultrasonidos, su capacidad será la indicada por el fabricante, siendo la velocidad del gas el parámetro que limitará esta capacidad. Esta velocidad no debe superar los 20 m/sg.
6.3.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de una estación de regulación y/o medida. En resumen, la capacidad de una estación de regulación y/o medida se calculará teniendo en cuenta:
– Número de líneas.
– Capacidad de regulación conjunto de las válvulas de regulación.
– Capacidad de medida del contador empleado, función del tamaño estándar del mismo.
– Condiciones de presión y temperatura, y en particular la presión operativa de entrada y la presión absoluta de salida.
Si otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.
Toda esta información será considerada durante el desarrollo anual del documento de «Criterios de definición del grado de saturación de las ERMs/EMs y procedimiento de realización de propuestas de actuación».
6.4 Cálculo de la capacidad de llenado de un gasoducto. La cantidad de gas que un gasoducto puede contener se determina en función del producto de tres variables, de la forma siguiente:
Siendo:
– V: Capacidad del gasoducto en m3(n).
– Pm: Presión absoluta media del gasoducto en bar.
– Vg: Volumen geométrico del gasoducto en m3.
– Z: Factor de compresibilidad del gas en condiciones normales.
La presión media (Pm) existente entre el origen y final del gasoducto se calcula con la expresión siguiente:
Siendo:
– P1: Presión en el origen del gasoducto.
– P2: Presión en el final del gasoducto.
El factor de compresibilidad es la relación entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal. Este factor depende de la presión, la temperatura y la composición del gas, y su cálculo se realiza según lo establecido en el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213. Como cálculo aproximado para gasoductos de más de 4 bar se puede utilizar la fórmula práctica:
6.5 Cálculo de la capacidad de una conexión internacional. En una conexión internacional, al menos, se debe tener en cuenta para el cálculo de la capacidad lo siguiente:
– Capacidad de la instalación de medida según lo establecido en el apartado 5.3 de este capítulo.
– Capacidad de la válvula de regulación de caudal basándose en el diferencial de presión considerado.
– Presión de entrega por el operador aguas arriba de la conexión.
– Presión de impulsión y aspiración de las estaciones de compresión, en caso de conexiones internacionales delimitadas por dos estaciones de compresión.
Teniendo en cuenta que las dos primeras no deben ser limitativas al considerarse su diseño compatible con los requisitos operativos, la más importante es la presión de entrega, teniendo que ser ésta superior a la presión del sistema que se obtenga aguas abajo de la conexión.
Todo esto es de aplicación si se considerase, además, la conexión como reversible y el sentido del flujo por la misma pudiese variar entre los sistemas.
Según la regulación europea en esta materia, para las conexiones internacionales con otros países de la UE, los operadores de redes adyacentes deberán maximizar la oferta de capacidad agrupada mediante la optimización de la capacidad técnica en la/s conexiones internacionales que compartan.
La capacidad de un sistema de transporte viene dada, en una primera aproximación, por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que lo constituyen, es decir, por la máxima emisión de una planta de regasificación, el máximo caudal que se puede vehicular a través de los gasoductos de transporte y estaciones de compresión, por la máxima emisión o inyección de los almacenamientos subterráneos y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y medida.
Sin embargo, el comportamiento de estos elementos cuando componen un sistema integrado de transporte depende de cómo estén interrelacionados entre sí, es decir, de la configuración de la red y también, en gran medida, de cómo son los flujos internos dentro de este sistema, ya que el flujo puede cambiar de sentido según el escenario de oferta-demanda.
Es decir, la máxima capacidad de transporte/evacuación del sistema dependerá de las capacidades de entrada al sistema, de las capacidades de salida y de los elementos intermedios. Una limitación en cualquier de los tres tipos produciría una disminución de la capacidad de transporte del sistema.
El GTS calculará la capacidad mínima y máxima del sistema de transporte mediante el uso de simuladores que contemplan modelos hidráulicos, de general aceptación y reconocidos en la industria del gas, que tendrán en cuenta lo siguiente:
– La configuración de la red.
– Modelos internos que calculan los elementos de red explicados teniendo en cuenta sus parámetros físicos.
– La red en estado estacionario, es decir, las entradas en el sistema son iguales a las salidas del mismo.
– La incorporación de nuevas entradas al sistema y su capacidad máxima de entrada/salida.
– Diferentes escenarios de demanda sobre la base de temperaturas normales y estacionales.
– Los valores de presión mínima y máxima a nivel técnico y comercial.
– Las situaciones de limitación o congestión física de las infraestructuras del sistema.
Con relación a las presiones mínimas a considerar en las salidas, serán las establecidas en la normativa correspondiente. Se considerará 40 bar como presión mínima de aspiración de una estación de compresión.
7.1 Cálculo de las capacidades útiles y disponible. Los pasos a seguir para obtener las capacidades útiles y disponibles de un sistema de transporte serán los siguientes:
a) Se determinarán los puntos principales del sistema y sus flujos. Los flujos a considerar para las entradas y salidas al sistema serán:
1. Flujos de entrada y salida desde/hacia una conexión internacional.
2. Flujos entrada desde los yacimientos.
3. Flujos de entrada desde las plantas de regasificación.
4. Flujos de entrada y salida desde/hacia un almacenamiento subterráneo.
5. Flujos de salida a consumidores para generación eléctrica.
6. Flujos de salida a consumidores industriales.
7. Flujos de entrada y salida desde/hacia redes de distribución.
8. Flujos de entrada y salida desde/hacia redes de transportistas a los que está conectado.
b) Se establecerán diferentes escenarios de cálculo que tendrán en cuenta múltiples escenarios de demanda, basados en previsiones o utilizaciones históricas, y diferentes configuraciones de los puntos de entrada:
1. Para la demanda:
a) Los niveles de demanda a considerar en función de las variables climatológicas y temporales y, a cada salida del sistema, se le asociará el segmento del mercado que le corresponda.
b) Diferentes sensibilidades de demanda del sector eléctrico en función de utilización de los ciclos combinados y su ubicación en el conjunto del sistema.
Los flujos para cada salida a consumidores o redes de distribución dependerán de la demanda eléctrica y de la demanda convencional, distinguiendo entre el consumo industrial y el resto del consumo (consumo doméstico-comercial).
En los casos de los flujos de salida a redes de distribución, el consumo doméstico-comercial considerado dependerá de:
– La temperatura del periodo del escenario a considerar: invernal, estival, etc.
– Patrones de consumo de los consumidores que se alimentan de la red de distribución conectada a la salida del sistema de transporte. Se aplicarán estos patrones de consumo, así como sus variaciones en función de la temperatura del periodo considerado, obteniéndose de las aplicaciones de predicción de demanda consideradas en la normativa vigente.
2. Para las entradas se contemplará:
a) La máxima presión y caudal a la que pueda emitir cada planta de regasificación.
b) La máxima presión y caudal disponible de entrega por el operador aguas arriba en las conexiones internacionales.
c) La máxima presión y caudal a la que puedan emitir los yacimientos nacionales.
d) En el caso de gasoductos de transporte secundarios, máxima presión y caudal disponible de entrega por el operador aguas arriba en el PCTT.
3. Para los almacenamientos subterráneos: En función del escenario climatológico seleccionado, se considerarán diferentes configuraciones en función de históricos y características técnicas.
El GTS realizará un test de stress, en el que se analizarán múltiples configuraciones de entradas al sistema en función de dichos escenarios. Como consecuencia del test se maximizarán los flujos internos hasta que se alcance alguna de las restricciones de la red, identificándose las áreas de limitación en la red de transporte, así como la máxima capacidad de transporte de cada una de estas áreas de limitación al sistema y viceversa. Con este análisis se definirá la máxima capacidad de utilización de los puntos de entrada de cada área de limitación (congestiones), así como el mínimo necesario de los mismos (limitaciones).
Dicho test de stress tendrá una actualización anual mediante la publicación del documento de Rangos Admisibles, donde habrá un detalle del mismo.
Esta actualización podrá ser más frecuente en el caso de producirse un cambio significativo en la demanda o en las infraestructuras consideradas en los escenarios analizados.
Adicionalmente, y como complemento a lo anterior, el GTS analizará la máxima utilización de los puntos de entrada del sistema a nivel global mediante el cálculo de la máxima capacidad de cobertura del sistema. Este análisis se basará en criterios de eficiencia, minimización del autoconsumo y no discriminación en la utilización de las infraestructuras disponibles para el sistema gasista
7.2 Capacidades a publicar. Las capacidades de transporte del sistema gasista serán calculadas y publicadas, previa consulta pública a los agentes afectados, en el SL-ATR, indicando aquellos puntos con congestión física y/o limitaciones que puedan provocar restricciones en su sistema de transporte.
Durante el proceso de definición y elaboración del documento de rangos admisibles, el GTS usará las herramientas oportunas para hacer partícipe de dicho proceso a los gestores de redes de transporte y demás agentes afectados.
La capacidad máxima de una red de distribución de un determinado nivel de presión se define como el gas que se puede vehicular en el escenario de máxima demanda horaria (m3(n)/h), manteniendo la presión de garantía más restrictiva en todos los puntos del sistema.
Esta capacidad depende de la presión en la/s entrada/s de la red, así como de las pérdidas de carga existentes.
8.1 Aspectos relevantes para el cálculo de la capacidad. La capacidad de una red de distribución viene dada por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que la constituyen, es decir, por el máximo caudal que puede vehicular a través de las redes y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y/o medida.
Los conceptos generales a aplicar son los siguientes:
a) Disponer de un modelo matemático que reproduzca el comportamiento aproximado de la red en la hora de máxima emisión, utilizando un simulador de redes de reconocido prestigio.
b) El cálculo de la distribución de flujos y presiones en la red se realizará en estado estacionario, es decir las entradas del sistema son iguales a las salidas del mismo.
c) Se considerarán los flujos de entrada y salida correspondientes a la hora de máxima emisión del sistema:
1. Flujos de entrada: Los aportes de las estaciones de regulación y/o medida de cabecera del sistema.
2. Flujos de salida: Los correspondientes a consumidores y a puntos de entrega a otras redes.
En la demanda convencional que corresponda a consumidores industriales se considerarán los datos disponibles de su consumo horario real y, en su defecto, se determinará su consumo horario medio en función de su facturación y horas de utilización estimadas.
Los valores de los flujos de salida deberán ser los correspondientes a un escenario climatológico de máxima demanda (ola de frío) y contemplarán los factores de simultaneidad correspondientes.
Dichas previsiones se obtendrán de las aplicaciones de predicción de demanda consideradas en la normativ