MAXIMA UTILIZACION COMERCIAL DE LA CAPACIDAD DEL SISTEMA DE TRANSMISION ANACO BARQUISIMETO RAUL MALAGARRIGA PDVSA GAS CARACAS, VENEZUELA

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1 MAXIMA UTILIZACION COMERCIAL DE LA CAPACIDAD DEL SISTEMA DE TRANSMISION ANACO BARQUISIMETO RAUL MALAGARRIGA PDVSA GAS CARACAS, VENEZUELA Presentado en XIV Convención Internacional de Gas de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) Mayo 10-12, 2000

2 MAXIMA UTILIZACION COMERCIAL DE LA CAPACIDAD DEL SISTEMA DE TRANSMISION ANACO BARQUISIMETO RAUL MALAGARRIGA PDVSA GAS RESUMEN Las ventajas competitivas del Gas Metano como combustible aunado a sus diversos usos industriales, ha venido estimulando cada vez más la utilización de este hidrocarburo en Venezuela. Esta es la razón por la cual, durante los últimos años se han incrementado ostensiblemente los volúmenes de Gas Metano transmitidos hacia los mercados a través de los sistemas de transmisión y distribución, lo que ha originado que la disponibilidad en los mismos para satisfacer la demanda futura haya disminuido progresivamente. Esta situación hace inferir que la incorporación de nuevos mercados, está exclusivamente asociado a grandes inversiones para el crecimiento en infraestructura. Sin embargo, la necesidad de incrementar la rentabilidad del negocio del Gas Metano, ha llevado a maximizar la utilización de la capacidad instalada, a fin de incrementar las ventas con una mínima inversión. Una de las formas en que es posible lograr esta optimización, es mediante el aprovechamiento comercial de las variaciones en el consumo horario, lo cual se basa en el hecho de los sistemas de transmisión están dimensionados para cubrir los requerimientos máximos del mercado, por lo que si se considera que estos requerimientos varían durante el día de acuerdo a un patrón de consumo horario particular para cada cliente, entonces, existirán horas en que el sistema tendrá disponibilidad, la cual puede ser utilizada para establecer esquemas comerciales, en los cuales el gas disponible se ofrece para la venta a un horario especifico. La determinación del volumen disponible y horario durante el cual el mismo puede ser entregado, es obtenido mediante cálculos iterativos de capacidad en estado transitorio, en el cual las variables esenciales son: localización del requerimiento de gas en horario extraordinario, comportamiento horario de las entregas asociadas al sistema en evaluación y condiciones de entrega criticas. Esta metodología se aplicó al sistema de Transmisión Anaco Barquisimeto Caracas y específicamente a los requerimientos adicionales de gas metano en horario nocturno de la planta de generación termoeléctrica Tacoa, la cual suministra el fluido eléctrico requerido por el área metropolitana de Caracas. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 2

3 INTRODUCCION La red de tuberías que conforman el sistema de transmisión Anaco Barquisimeto, suministran el Gas Metano asociado a los mercados de los estados centrales y centro occidentales de Venezuela, específicamente los estados Guarico, Miranda, Aragua, Carabobo, Yaracuy y Lara, en los cuales se concentra la mayor parte de la población y actividad industrial del país. Para satisfacer este gran mercado, el referido sistema transporta alrededor de 800 MMPCSD de Gas Metano, los cuales son producidos en Anaco (Estado Anzoategui) y Norte de Monagas y procesados en plantas de extracción de líquidos, antes de ser introducidos al sistema de transmisión Anaco Barquisimeto, garantizándose un producto con especificaciones de gas a ventas. El crecimiento en infraestructura de este sistema de transmisión corresponde a un plan de inversiones a 10 años, el cual ha estado siempre alineado con los pronósticos de demanda del mercado interno. A fin de que las referidas inversiones cumplan con las expectativas de rentabilidad consideradas en las premisas del plan, es necesario que las nuevas instalaciones estén disponibles justo cuando se presente la nueva demanda, a fin de incrementar los volúmenes de venta oportunamente. Por otro lado, construir con demasiada anticipación las instalaciones requeridas, es antieconomico, ya que induce a la utilización de recursos para la creación de una capacidad de transmisión la cual permanecerá ociosa durante el tiempo que tarde en presentarse la nueva demanda, incurriéndose así en costos adicionales de operación y mantenimiento sin incremento en las ventas, lo cual aunado al costo del capital asociado a la inversión inicial, afecta negativamente los índices de rentabilidad del negocio. Una forma de mejorar la rentabilidad del negocio del gas metano, es propiciando mayores ventas de gas con la misma capacidad instalada, aprovechando la disponibilidad de gas existente en aquellos horarios que por disminución de la demanda permitan establecer compromisos extraordinarios, sin afectar las obligaciones contractuales del sistema. El cálculo de capacidades de transmisión de gas a través de tuberías, es realizado para condiciones estacionarias y esta condicionado a una serie de variables tales como: características propias del gas en transmisión, las condiciones operacionales de los puntos extremos, la configuración geométrica del sistema y distribución de la demanda. Sin embargo, la inclusión de la variación del consumo horario, hace necesario la utilización de métodos de cálculo en estado transitorio, que permiten determinar el volumen de gas adicional que puede ser entregado en un punto especifico de la red, en un horario preestablecido. Dada la complejidad de los análisis en estado transitorio, los cálculos se realizan con la ayuda de un simulador de transporte de gas en tuberías, el cual es una herramienta computarizada que permite el desarrollo de cálculos en forma más rápida y confiable. La metodología de cálculo aplicada para la determinación de los volúmenes de Gas Metano que pueden ser ofrecidos en horario extraordinario, se basa en un proceso de simulaciones iterativas en estado transitorio, en el cual se fijan las condiciones operacionales más exigentes en los extremos de la red y se establecen incrementos en el consumo durante un periodo de tiempo preestablecido. De esta manera, se determina el máximo volumen de gas adicional que puede ser entregado en horario extraordinario sin afectar las condiciones limites de entrega en el sistema, optimizando la utilización de la capacidad instalada de la red. Esta metodología se aplicó al sistema de transmisión Anaco Barquisimeto, y permitió establecer para la planta de generación termoeléctrica Tacoa, un patrón de incremento en el consumo de gas metano en horario nocturno sobre el establecido contractualmente, sin afectar las condiciones normales de operación de la red. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 3

4 OFERTA DE GAS A VENTAS EN UN SISTEMA DE TRANSMISION: La oferta de Gas Metano hacia el mercado interno de dicho hidrocarburo, depende de dos factores primordiales: la disponibilidad en la fuente y la capacidad de los sistemas de transmisión y distribución de gas metano asociados a dichos mercados. Para los fines del análisis que se realiza en este documento, se considerará que la disponibilidad a nivel de la fuente, por lo que la oferta de gas a los mercados estará limitada tan solo por la capacidad de transporte de los sistemas. Los sistemas de transmisión de gas metano son dimensionados para cubrir una demanda, la cual se va generando con los compromisos de entrega que se establecen con los diferentes clientes. Mientras la capacidad del sistema sea superior a los compromisos antes señalados, existirá disponibilidad para establecer nuevos compromisos comerciales. Sin embargo, una vez copada la capacidad, la colocación de nuevos volúmenes de gas en los mercados estará asociado a ampliaciones en infraestructura. El análisis asociado a la determinación de las capacidades y disponbilidades en los sistemas de transmisión de gas, considera la entrega de los compromisos contraídos y el análisis de la red en estado estacionario. De esta forma, se asegura que ante cualquier escenario de consumo el sistema estará en capacidad de suplir el volumen de gas exigido por los mercados, ya que se garantiza el transporte del total del volumen contratado durante las 24 horas del día. En definitiva, bajo el esquema descrito la cantidad de gas que puede ser ofrecida a lo largo de una red de transmisión, dependerá de las variables que definen la capacidad de un sistema de transmisión, las cuales se detallan brevemente a continuación: a) Condiciones de Operación, Configuración Física de la Red y Características del Gas Transmitido: Estos tres renglones estructuran la ecuación de flujo del gas natural [1], la cual rige el comportamiento del flujo de gas en tuberías. Realizando un breve análisis de dicha ecuación, se observa que la capacidad variará en forma directa con la diferencia de presión existente entre los puntos de suministro y entrega del gas y con el diámetro de la tubería, mientras que la longitud y temperatura promedio del fluido afectan al cálculo de capacidad de flujo en forma inversa. Q = α 1 E T b P b α P 1 - P 2 T avg Z avg L α 3 α 4 1 d α 5 SG (1) b) Distribución de la Demanda: A medida que se propician entregas más cercanas a la fuente, el volumen total transportado por el sistema incrementa, ya que en el camino se libera gran parte de la carga y en consecuencia se reducen las pérdidas por fricción en los tramos finales, lo que en definitiva permite disponer de un mayor nivel de energía para el transporte de volúmenes adicionales de gas. De esta manera, se observa como la ubicación de los mercados también condiciona la capacidad de transporte de gas metano de un sistema de transmisión. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 4

5 La inclusión de una nueva variable no considerada hasta ahora en los análisis de disponibilidad de gas a ventas, tal como lo es la variación durante el día del consumo de los clientes asociados a la red, genera una herramienta que permite incrementar las ventas con la misma capacidad instalada. Esto se basa en el hecho, de que se establecen patrones de consumo horario, que originan durante ciertas horas del día una capacidad ociosa en los sistemas, la cual puede ser utilizada para vender volúmenes adicionales a los contratados. Es de hacer notar, que estas variaciones del consumo se reproducen día a día, ya que depende del régimen de trabajo de los clientes el cual es fijo y esta asociado a turnos de producción. Para los cálculos asociados a la obtención de resultados bajo este nuevo escenario, se introduce el análisis en estado transitorio, el cual permite visualizar el cambio de las condiciones de operación en el tiempo ante la variación de una de las variables del proceso. De esta menera, se podrá verificar el comportamiento de las condiciones más exigentes al final de la red con la variación en el consumo de los clientes, a fin de determinar que volumen adicional puede ser ofertado en los horarios de bajo consumo. METODOLOGÍA DE CÁLCULO: Para determinar el volumen adicional que podrá ser entregado en un horario determinado y en un punto especifico del sistema de transmisión de gas metano, es requisito indispensable conocer el comportamiento de la variación del consumo durante el día, en cada una de las entregas de gas que se realice en la red, lo cual generará un patrón de consumo particular. La figura N 1, muestra una curva genérica de la variación del consumo durante el día en una entrega o cliente cualquiera de la red. Q Capacidad Variación del consumo horario 12 m Hr/Día 12 m Figura N 1:Variación del Consumo Durante el Día El área encerrada entre la línea punteada que corresponde a la capacidad instalada del sistema en dicho punto (Determinada en estado estacionario) y la curva de variación del consumo durante el día, es un indicativo de que existen ciertas horas con una capacidad no utilizada u ociosa. Para AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 5

6 poder generar la curva de variación del consumo/día correspondiente a una entrega de gas en la red, es necesario contar con un sistema de recolección y almacenamiento de los registros de volúmenes entregados, con una frecuencia mínima de una hora, lo cual será la data que permitirá la construcción de la curva. Por otro lado, para que la curva sea representativa, es necesario que la misma sea generada para todos los días de la semana durante mínimo un mes de alta demanda, seleccionándose finalmente la más conservadora de dichas curvas, a fin de garantizar en todo momento las condiciones de entrega más exigentes del sistema. Es importante señalar que el volumen adicional que podrá ser entregado en un horario especifico es dependiente del punto donde se realice la medición; es decir, que estará siempre asociado a un punto del sistema y no a la totalidad del mismo. En línea con lo anteriormente expuesto, se recomienda el siguiente procedimiento para la determinación de la disponibilidad adicional de gas a ventas en horario extraordinario: 1. Seleccionar el punto del sistema de transmisión en el cual hay posibilidad de establecer contrato para la venta de un volumen adicional de gas metano durante un horario dado. Del mismo modo, se debe tener bien definido las horas del día en que dicho volumen será requerido. 2. De acuerdo a lo antes expuesto, establecer la curva de variación del consumo/día de todas las entregas importantes de gas metano asociadas al sistema en cuestión. Una herramienta para tal fin, es la data histórica de los sistemas de supervisión y control a distancia tipo SCADA, los cuales recolectan la data censada en el campo vía telemetría. Es de hacer notar, que no es necesario la construcción de las curvas de la variación del consumo/día de aquellas entregas pequeñas, las cuales no son representativas para el comportamiento del sistema. Para estos casos se considerará el consumo contratado constante durante todo el día. 3. Ubicar condiciones de entrega criticas del sistema. Por lo general, éstas se ubican al final de la red y están asociadas a presiones de entrega o mínimas presiones de llegadas. 4. Establecer en el punto de la red seleccionado, un consumo adicional inicial durante las horas establecidas, y proceder a realizar el análisis en estado transitorio para un periodo de 24 horas. Este consumo adicional, se incrementará paulatinamente en forma iterativa hasta tanto no se viole en ningún momento alguna de las condiciones de entrega criticas establecidas en el punto número 3 de este procedimiento. La magnitud del consumo que se obtenga será el volumen adicional que podrá ser ofrecido a la venta en horario extraordinario. Es de hacer notar, que a fin de agilizar la obtención de resultados, es conveniente la utilización de un simulador de flujo de gas en tuberías, el cual esté estructurado para el desarrollo de cálculos en estado transitorio. 5. Para los fines comerciales y de facturación, el volumen total de gas que se estará entregando en el punto analizado está dado por la ecuación (2): Ct [MMPCSD] = Ca + Cc (2) 6. Una vez conocida la magnitud del volumen adicional a entregar, es de utilidad conocer cuanto representa dicho volumen en referencia al consumo contractual en el punto evaluado, lo cual es determinado mediante el uso de la ecuación (3). Dc (%) = x 100 Ca Cc (3) AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 6

7 Se debe acotar, que esta metodología de cálculo puede ser aplicada en cualquier punto de la red, sin embargo la aplicación de los resultados obtenidos no podrá ser considerada en forma simultanea, es decir que las evaluaciones son excluyentes. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE TRANSMISION ANACO - BARQUISIMETO La red de transmisión de gas metano de Venezuela suministra gas a las regiones oriente, centro, centro - occidente y occidente del país a través de cutro sistemas principales, los cuales son: Anaco - Puerto Ordaz, Anaco - Puerto La Cruz, Anaco Barquisimeto, Ule Amuay y Costa Oeste, manejando un total de unos 2110 MMPCSD, a través de 4857 kms de gasoductos principales y suministrando gas a 1394 clientes industriales. Las fuentes de gas de los tres primeros sistemas son los campos de producción de Anaco (Edo. Anzoátegui) y el Norte de Monagas (Edo. Monagas), mientras que los dos últimos son abastecidos por la producción de gas del Lago de Maracaibo. TAC ETB N70 FIG N65 ARI Amuay EPA Maracaibo Moron Ulé Barquisimeto Caracas Puerto La Cruz Anaco Altagracia N60 N50 Puerto Ordaz Figura N 2: Sistema de Transmisión Anaco - Barquisimeto Para los fines del presente trabajo, se centrará la atención en el sistema Anaco Barquisimeto, el cual es alimentado en la Estación Principal Anaco (EPA) con gas proveniente del Norte de Monagas, de la planta de extracción San Joaquín y de campos de producción de crudos denominados Area Tradicional de Anaco, siendo sus puntos terminales la Estación Terminal Barquisimeto (ETB) y la planta termoeléctrica de Tacoa ubicada en el litoral central. De acuerdo a lo mostrado en la figura número 2, a continuación se describe el troncal principal de este sistema. El primer tramo es el EPA N50 (Altagracia), el cual consta de once estaciones de válvulas intermedias y cuatro tuberías principales que son: Gasoducto Φ 26, Lazo Φ 26, Nurgas Φ 30 y Lana Φ 36. En operación normal los dos primeros son alimentados en la EPA a 750 psig y se alinean a la succión de una planta compresora ubicada en N50 la cual descarga hacia Barquisimeto, mientras que los dos últimos tubos son alimentados a 880 psig en la EPA y son desviados de la planta compresora en N50 al sistema de transmisión hacia Caracas. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 7

8 El sistema hacia Barquisimeto se inicia con un primer tramo entre N50 y N70 (Morón) y consta de 12 estaciones de válvulas intermedias y una tubería principal de Φ 36 (Nurgas N50 N65) y 30 (Nurgas N65 N70), la cual es alimentada en N50 desde la planta compresora. El segundo tramo se inicia en N70 y llega hasta Barquisimeto. Está formado por 7 estaciones de válvulas intermedias y dos tuberías principales que son: Gasoducto Φ 10 y Lazo Φ 16, con los cuales se alimenta a la Estación Terminal Barquisimeto (ETB) que es el punto terminal del sistema. Finalmente, se tiene el sistema de transmisión a Caracas, con un primer tramo entre N50 y Arichuna, el cual consta de dos tuberías principales (Lazo y Gasoducto Φ 26 ) y cuatro estaciones de válvulas intermedias. Un segundo tramo que se inicia en Arichuna y termina en Figueroa, está conformado por un gasoducto de Φ 26 y cinco estaciones de válvulas intermedias. El tramo final esta dado por el sistema Figueroa Litoral, el cual lleva el gas hasta la estación terminal Tacoa a través de un gasoducto de Φ 20 y cinco estaciones de válvulas intermedias, siendo la función primordial de este sistema la alimentación de la planta termoeléctrica Tacoa. En la actualidad este sistema transmite unos 800 MMPCSD, lo que aunado a nuevos acuerdos comerciales para la entrega de unos 170 MMPCSD de gas metano, ha originado que la disponibilidad de gas para la venta este copada, siendo las condiciones criticas de la red las presiones mínimas de llegada a los puntos terminales, ya sea en ETB 430 psig o en Tacoa 300 psig. ENTREGA ADICIONAL DE GAS METANO A PLANTA TERMOELÉCTRICA TACOA Actualmente el cliente Electricidad de Caracas (EDC) tiene un contrato para suministro de Gas Metano para sus dos plantas de generación Tacoa y OAM de 240 MMPCSD. La conveniencia para la EDC es que se entregue el máximo volumen posible de dicho contrato en Tacoa, ya que la misma es la de mayor eficiencia. En la tabla número 1, se muestra relación de entregas a la EDC que pueden ser mantenidas sin que se afecte el contrato ni las condiciones limites de operación en el sistema: Q-OAM (MMPCSD) Q-Tacoa (MMPCSD) Q-Total EDC (MMPCSD) Tabla N 1: Distribución de consumos en plantas de la Electricidad de Caracas La demanda de electricidad en el área metropolitana de Caracas presenta un pico en el horario comprendido entre 6 y 9 pm, durante el cual los consumos de gas metano en el resto del sistema de transmisión disminuyen apreciablemente, lo que genera una oportunidad de venta adicional de gas metano al cliente Tacoa en el horario antes mencionado. La determinación de la magnitud de este volumen adicional, se realiza de acuerdo a la metodología de cálculo descrita en este documento, en donde definitivamente el punto de análisis de la red será la estación terminal Tacoa. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 8

9 Del análisis del sistema Anaco Barquisiemto, que es el que transporta el gas hacia el cliente en cuestión, se establece que las variaciones de consumo que presentan mayor influencia sobre el comportamiento de las condiciones de llegada a Tacoa, están asociados a las entregas de gas metano entre N50 y la estación terminal Tacoa (Ver figura 3). Por medio de una base de datos operacionales, la cual almacena la data recolectada en campo por el Sistema de Supervisión y Control de Operaciones (SISUGAS), se procede a la construcción de las curvas de la variación del consumo/día, basada en una data histórica de tres meses. A continuación se detalla cada una de las entregas consideradas, con su respectiva curva de variación en el tiempo: ETB N70 Tacoa OAM FIG TAC Mamera Cochecito Monte Elena N65 ARI Km 289 Estación Terminal Guarenas EPA N60 N50 Figura N 3: Entregas con variación horaria en el consumo 1. Estación Terminal Guarenas (ETG): Se alimenta desde Arichuna a través de un Gasoducto de Φ 10, suministrando gas metano al sector domestico e industrial de Guarenas, el cual se caracteriza por tener un solo cliente con consumo continuo 24 horas día. El resto del sector industrial opera en su mayoría bajo régimen de 8 horas día. En la figura número 4, se observa la configuración de la curva de variación del consumo/día para este caso: 2. Estación Km 289: Esta estación es alimentada 12 kilómetros aguas arriba de la estación Arichuna y suministra el gas metano hacia el sector industrial y domestico de los Valles del Tuy. En la figura número 5, muestra la curva de variación del consumo/día para esta entrega. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 9

10 MMPCSD Hr MMPCSD Hr Figura N 4: Curva variación del consumo/día ETG Figura N 5: Curva variación del consumo/día Km Estación Monte Elena: Desde esta estación se suministra el consumo de gas metano del este de la ciudad de Caracas. La misma está alimentada desde el Gasoducto Arichuna Figueroa a 6.5 kilometros aguas arriba de la estación La Mariposa. Su curva de variación del consumo/día se muestra en la figura número 6: 4. Estación Cochecito: Esta estación se alimenta de la estación Figueroa y suministra el gas hacia las zonas Sur y Nor-Este de Caracas. La figura 7 muestra la curva de variación del consumo/día para esta entrega de gas: MMPCSD Hr MMPCSD Hr Figura N 6: Curva variación del consumo/día Monte Elena Figura N 7: Curva variación del consumo/día Cochecito AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 10

11 5. Estación Mamera: Esta estación se alimenta desde la estación de válvulas intermedia Mamera, la cual pertenece al gasoducto Figueroa Litoral y suministra la totalidad del gas que consume el sector oeste de la ciudad de Caracas. La curva de variación del consumo/día para esta entrega, se observa en la figura número 8: MMPCSD Hr Figura N 8: Curva variación del consumo/día Mamera 6. Entregas a Electricidad de Caracas: Dado que para la EDC la condición más favorable es la generación de electricidad con gas metano en Tacoa, se considera un escenario de consumo, en el cual Tacoa presenta una máxima entrega de 222 MMPCSD continuos y OAM tiene cero consumo, siendo el requerimiento para horas pico cercano a los 300 MMPCSD. Es de hacer notar, que el resto de las entregas del sistema no se considerarán variables en el tiempo, motivado a alguna de las causas que a continuación se indican: magnitud no representativa ante el volumen total manejado, variaciones en el tiempo despreciables y falta de datos estadísticos del consumo horario. Considerando los patrones de consumos antes detallados y que las condiciones criticas de la red son las presiones mínimas de llegada a los puntos terminales, ya sea en 430 psig en ETB o 300 psig en Tacoa, se procede a realizar el cálculo iterativo en estado transitorio, obteniéndose como resultado que durante el horario de 6 a 9 pm es factible la entrega de un volumen adicional a la planta termoeléctrica Tacoa de 10 MMPCSD. Por lo tanto, el consumo total (Ct) que Tacoa podrá mantener en el referido horario será de 232 MMPCSD con OAM en cero consumo, lo que porcentualmente representa un incremento (Dc) en la entrega del 4.5% y una reducción en el requerimiento de combustible líquido para la generación de electricidad. Se debe acotar, que el punto analizado es terminal en la red, para el cual se requiere mayor nivel de energía para transportar el gas desde la fuente. Por lo tanto, si la oportunidad de venta de un volumen adicional en horario extraordinario surge en un punto más cercano a la fuente, la magnitud de esta entrega adicional podría ser sustancialmente mayor. AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 11

12 CONCLUSIONES 1. La variación que durante el día se presenta en el consumo de los clientes asociados a una red de transmisión de gas metano, induce a que en los horarios de baja demanda exista una capacidad ociosa en el sistema, la cual puede ser utilizada para incrementar las ventas, mediante el establecimiento de contratos de suministro de volúmenes adicionales de gas en dichos horarios. 2. La magnitud del volumen adicional que podrá ser entregado en un horario especifico, dependerá de la capacidad que tenga el sistema de transmisión de gas metano para recuperar sus condiciones de operación, a fin de cumplir con los compromisos contractuales en los periodos del día con alta demanda. 3. Aplicando la metodología desarrollada en este documento, se determinó que durante el periodo comprendido entre las 6 y 9 pm, es factible el suministro de 10 MMPCSD adicionales de gas metano a la planta de generación termoeléctrica de La Electricidad de Caracas Tacoa, para completar así un volumen total entregado en dicho horario de 232 MMPCSD. NOMENCLATURA D... diámetro interno de la tubería, in. E... factor de eficiencia de la tubería L... longitud de la tubería, millas P 1... presión interna, psia P 2... presión externa, psia P b... presión absoluta, psia ( 14,7 psia ) Q... flujo de gas, M 3 / día en condiciones base SG... gravedad específica del gas ( aire = 1,0 ) T avg... temperatura promedio. R T b... temperatura absoluta, R ( 520 R ) Z avg... factor de compresibilidad promedio Ca... consumo adicional Cc... consumo contractual Ct... consumo total Dc... consumo adicional porcentual AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 12

13 AGRADECIMIENTO El autor desea agradecer a la División GAS, de Petróleos de Venezuela, S.A., por la oportunidad que le brinda de presentar este documento técnico como resultado del trabajo técnico desarrollado en la Gerencia de Logística Operacional del gas metano. REFERENCIAS [1] Gas Processors Supplies Association. Engineering Data Book. Gas Processors Association. Volumen I y Volumen II, [2] Katz, D.L. y R.L. Lee. Natural Gas Engineering Production and Storage. McGraw Hill Publishing Company. McGraw Hill Chemical Engineering Series, AVPG, XIV Convención de Gas, Caracas, Mayo 10 al 12, Página 13