Beneficios económicos y ambientales. Valor de los ahorros de gas natural ($) Costo de implementación ($) $3 por Mcf $5 por Mcf $7 por Mcf $3 por Mcf

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1 Lecciones aprendidas de los socios de Natural Gas STAR Reducción de emisiones al detener el funcionamiento de los compresores Sumario Los compresores se utilizan a lo largo de toda la industria de gas natural para mover el gas desde los sitios de producción y procesamiento hasta los sistemas de distribución del cliente. Periódicamente deben ser detenidos para su mantenimiento, parada operacional, o testeo de parada debido a una emergencia, y, como resultado, puede liberarse metano a la atmósfera de varias fuentes. Cuando se detienen y cierran sus válvulas los compresores, generalmente la alta presión del gas remanente dentro de los mismos y las tuberías entre las válvulas de aislación se ventea a la atmósfera (blowdown o descarga) o se lo quema. Además de las emisiones de descarga, un sistema despresurizado puede continuar perdiendo gas en las válvulas de aislación de la unidad que estén defectuosas o que hayan sido selladas incorrectamente. Los socios de Natural Gas STAR han descubierto que algunos pequeños cambios en las prácticas operativas y en el diseño de los sistemas de descarga pueden ahorrar dinero y reducir significativamente las emisiones de metano manteniendo los sistemas total o parcialmente presurizados durante la descarga. Si bien los sistemas presurizados también pueden perder por la válvula de descarga cerrada y por la empaquetadura del vástago del compresor reciprocante, se pueden reducir las emisiones totales en forma importante. En este escrito se discuten cuatro opciones para reducir las emisiones al sacar compresores de funcionamiento. Los mismos incluyen:. Mantener los compresores presurizados cuando no estén en funcionamiento. Conectar las tuberías de venteo de descarga al sistema de gas combustible y recuperar todo, o una porción, del gas venteado. Instalar sellos estáticos en la empaquetadura del vástago del compresor. Instalar eyectores en las líneas de venteo de descarga. Beneficios económicos y ambientales Método para reducir las pérdidas de gas natural Volumen de ahorro de gas natural (Mcf) Valor de los ahorros de gas natural ($) Costo de implementación ($) $3 por Mcf $5 por Mcf $7 por Mcf $3 por Mcf Retorno 1 (meses) $5 por Mcf $7 por Mcf Opción 1. Mantener el compresor a la presión 3,800 $11,400 $19,000 $26,600 $0 Inmediato Inmediato Inmediato de la tubería 2 Opción 2. Mantener el compresor presurizado y enviar el gas al sistema de gas combustible 2 5,100 $15,300 $25,500 $35,700 $2, Opción 3. Mantener el compresor presurizado 5,000 $15,000 $25,000 $35,000 $4, e instalar sello estático 2 Opción 4. Instalar eyector $2,340 $3,900 $5,460 $11, tasa 10% descuento. 2 ahorros incrementales para compresores de carga pico. 3 Asume15 Mcf por descarga y 52 descargas por año; no incluye la captura de fugas de la unidad o de las válvulas de descarga (blowdown). 1

2 El mantener los compresores totalmente presurizados al estar fuera de servicio logra un retorno inmediato no hay costos de capital y se evitan las emisiones reduciendo el promedio de fuga neta. El conectar las líneas de venteo de descarga al sistema de gas para combustible o a una línea de gas de menor presión reduce los costos de combustible para el compresor u otro equipo de la instalación. Los sellos estáticos instalados sobre los vástagos de compresión eliminan las fugas a través de la empaquetadura del vástago cuando un compresor es cerrado con presión. Un eyector utiliza la descarga de un compresor adyacente como disparador para bombear gas descargado o perdido de un compresor cerrado hacia la succión de uno en funcionamiento o a un sistema de gas para combustible. Los beneficios de estas prácticas consisten en liberar menos gas, bajar los promedios de fugas y bajar los costos de combustible, con un retorno, en la mayoría de los casos, en menos de un año. Fundamentos tecnológicos Los compresores usados en el sistema de gas natural son puestos en funcionamiento o detenidos para cumplir con la demanda fluctuante de gas. Las otras ocasiones en que se los detiene es por mantenimiento, o por cierre de emergencia. La práctica estándar es descargar o ventear el gas a alta presión que queda en el compresor cuando se lo detiene. Mientras el compresor es despresurizado, la fuga de las válvulas de aislación puede continuar. Se estima que pierden a un promedio de 1.4 Mcf/hora. Cuando un compresor está completamente presurizado, puede perder metano en la válvula de descarga cerrada y en las empaquetaduras de los vástagos del compresor. De acuerdo con la Ilustración 1, se estima que este promedio de fuga de los compresores presurizados es menor, totalizando 0.45 Mcf/hora contra 1.4 Mcf/hora de un sistema despresurizado. El número de veces en que un compresor es detenido para operaciones normales depende de su modo de operación. Algunos compresores están diseñados como de carga base. Los mismos se operan la mayoría del tiempo, y pueden ser sacados de funcionamiento apenas unas pocas veces al año. El tiempo fuera de servicio para los compresores de carga base promedia las 500 horas por año. Otros compresores operan a servicios de carga pico, poniéndose en funcionamiento según se incrementa la demanda y si se necesitan volúmenes adicionales en la tubería. Estas unidades se detienen cuando la demanda del mercado decrece. Los compresores de carga pico pueden ser operados por aproximadamente 4,000 horas en total Ilustración 1: Diagrama del compresor Fuente: 1999 PRCI Final Report 2

3 (menos del 50% del año), pero puestos en funcionamiento o detenidos hasta 40 veces por año. La relación entre los compresores de carga base y los de carga pico varía enormemente entre los operadores debido a las diferentes estrategias de operación, configuraciones de sistema, y mercados. En algunas tuberías, el 40% de los compresores pueden ser de carga base; en otras, el 75% puede operar de esta manera. Sin importar el modo operativo, se pueden lograr ahorros significativos en las emisiones modificando las prácticas operacionales y los diseños de las instalaciones para minimizar la cantidad de gas natural emitida durante los períodos en que estén detenidos. La mayor fuente de emisiones de metano asociada con salidas de servicio de los compresores es el venteo del gas que permanece en el compresor al despresurizar el sistema y la tubería asociada con el compresor. El volumen de gas liberado durante una descarga depende de varios factores, incluyendo el tamaño del compresor, la presión de la tubería, y el volumen contenido en el caño entre las válvulas de aislación. En promedio, una sola descarga liberará aproximadamente 15 mil pies cúbicos estándar (Mcf) de gas a la atmósfera. Debe notarse que todas las opciones discutidas en el presente trabajo requieren la descarga de un compresor antes de que pueda ser puesto en línea nuevamente. La diferencia principal entre el escenario inicial (descargar el compresor al detenerlo y mantenerlo despresurizado) y las opciones presentadas es el tiempo de la descarga y el volumen de la misma (por ej., si el gas de descarga es enviado al sistema de combustible). Las válvulas de aislación de la unidad son otra fuente de emisiones de metano en los compresores detenidos despresurizados. Se utilizan válvulas enormes para aislar al compresor de la tubería y pueden perder cantidades importantes de metano. Las válvulas tienen rangos de fugas aceptables especificados para las tolerancias de diseño de este tipo de válvula. Se les efectúa Contenido de metano del gas natural El promedio de metano en el gas natural varía para el sector de la industria. El Natural Gas STAR asume el siguiente contenido al estimar ahorros para las Oportunidades Informadas de los socios. Producción 79 % Procesamiento 87 % Transporte y distribución 94 % mantenimiento periódico para reducir las fugas, pero su difícil acceso puede originar fugas más importantes entre los mantenimientos estipulados. Un promedio de fuga típico de estas unidades es de 1.4 Mcf por hora. Si se mantiene el compresor presurizado mientras no está en línea, pueden observarse emisiones de las empaquetaduras de los vástagos y en las válvulas de descarga. Los sellos en los vástagos de pistón de los compresores perderán durante las operaciones normales, pero esta fuga se incrementa en aproximadamente 50% (a alrededor de 75 scfh por vástago, o 0.3 Mcf/hora, por cada compresor de cuatro cilindros) cuando un compresor está inactivo con una línea de succión completamente presurizada. Ocurren fugas entre las arandelas de los sellos y sus copas de soporte, que se cierran por el movimiento dinámico del vástago del pistón y el aceite lubricante (ver Lecciones Aprendidas de EPA: Reducir emisiones de metano de las empaquetaduras de los vástagos del compresor). Las válvulas del sistema de venteo y quema también pueden perder en los sistemas presurizados a un promedio de 150scfh. Los socios de Natural Gas STAR han reducido significativamente las emisiones de metano de los compresores que se sacan de línea implementando cambios en los procedimientos de operación y mantenimiento, así como en la instalación de equipos nuevos. A continuación se describen las prácticas recomendadas por los socios. 1. Mantener la presión en la tubería del compresor durante la parada. Como se muestra en la Ilustración 1, la fuga del sello del compresor y de la válvula de descarga cerrada se incrementará con el sistema presurizado, pero aún así es menor que la fuga prevista en la válvula de aislación de la unidad para un sistema despresurizado. Los socios informan que las emisiones totales de gas se reducirán hasta 68%, comparados con las fugas que ocurrirían a través de la válvula de la unidad si el compresor estuviera detenido y despresurizado a aproximadamente 0.45 Mcf/hora para un sistema presurizado. 2. Mantener el compresor a presión de gas combustible y conectarlo al sistema. Conectar las líneas de descarga o de quema (flare) al sistema de gas combustible permite que el gas se purgue cuando se detiene un compresor, para ser dirigido a una salida útil. La presión de un compresor detenido iguala la de la línea de gas combustible (típicamente libras por pulgada cuadrada, psi). A presión menor, la fuga total del sistema del compresor se reduce por más del 3

4 90%, comparada con la fuga que ocurriría a través de la válvula de la unidad si el compresor estuviera detenido y despresurizado, a aproximadamente Mcf/hora por la empaquetadura del vástago del compresor. La fuga por las válvulas de la unidad hacia el compresor continúa, para alimentar el sistema de combustible vía la conexión de venteo, en lugar de hacerlo a la atmósfera o quemarse como cuando el compresor está completamente despresurizado. 3. Mantener el compresor a la presión de la tubería e instalar un sello estático sobre los vástagos del compresor. Un sello estático sobre los vástagos del compresor puede eliminar las fugas de las empaquetaduras de los vástagos durante los períodos en que esté fuera de servicio con el compresor aún presurizado. Se instala un sello estático sobre cada eje afuera de la empaquetadura convencional. Un controlador automático se activa cuando el compresor está detenido para insertar un sello a prueba de gas alrededor del eje; el controlador desactiva el sello cuando se pone en funcionamiento el compresor. Con este equipo instalado, únicamente habrá fugas en la válvula de descarga (blowdown) cerrada, de alrededor de 0.15 Mcf/h con el sistema a alta presión. El nuevo promedio de fugas representaría una reducción de 89% de las emisiones que ocurrirían si el compresor fuera sacado de línea y despresurizado. 4. Instalar un eyector. Un eyector es un pico venturi que utiliza gas a alta presión como medio de ejercer succión sobre una fuente de presión más baja, descargando en una corriente de gas de presión intermedia. El eyector puede ser instalado en las conexiones de descarga por delante y detrás de una válvula parcialmente cerrada, o entre la descarga y succión de un compresor que crea la presión diferencial necesaria. El gas capturado y el motriz son entonces enviados a la succión del compresor o del sistema de gas para combustible. Beneficios económicos y ambientales Los socios de Natural Gas STAR pueden lograr beneficios económicos y ambientales sustanciales siguiendo simples pasos para evitar la descarga, o despresurización de los compresores a la atmósfera cuando se los saca de servicio. Estos beneficios incluyen: Menos liberaciones de gas en bruto : enviando el gas de descarga del compresor al sistema de gas combustible, los operadores pueden reducir en forma Pasos de decisión para reducir emisiones al detener compresores: 1. Identifique alternativas de descarga. 2. Calcule la cantidad y el valor de las emisiones de metano del escenario de base (despresurizado). 3. Calcule el costo y ahorros de las alternativas. 4. Efectúe un análisis económico. significativa el volumen de emisiones, al mismo tiempo que recuperan un producto útil. Similares resultados pueden lograrse instalando un eyector para capturar el gas de descarga y enviarlo a una salida útil. Bajar los promedios de fugas: mantener a los compresores completamente presurizados puede evitar fugas importantes en las válvulas de la unidad de 475 Mcf por año para unidades con carga mínima y de 3800 Mcf por año para las de carga máxima (ver Ilustración 2). La instalación de eyectores y de sellos estáticos sobre los vástagos del compresor cuando la unidad no está en servicio también reducirá la cantidad de metano que se escape a la atmósfera. Bajar costos de combustible: el enviar el gas del compresor al sistema de gas combustible utiliza metano que de otra manera sería venteado o quemado. Esto reduce los costos de combustible e incrementa el volumen de gas disponible para su uso o venta. Proceso de decisiones Cuando se sacan de servicio compresores, los operarios pueden de forma fácil y efectiva en cuanto a costos reducir las emisiones de metano siguiendo los siguientes pasos: Paso 1: Identificar las alternativas de descarga. Se encuentran disponibles las cuatro opciones previamente descriptas para reducir las emisiones de metano al sacar de línea los compresores. La factibilidad y costo de implementación de cada opción, ya sea en forma única o combinada, debe considerarse al desarrollar procedimientos de sacado de servicio de un compresor. Opción 1: Mantener la presión de la tubería en el compresor durante el parado. Opción 2: Enviar el gas a alta presión de la cañería a combustible, mientras se mantiene el compresor a presión de gas combustible 4

5 Opción 3: Mantener los compresores presurizados e instalar un sello estático sobre los vástagos del compresor. Opción 4: Instalar un eyector para enviar el gas a la succión del compresor o al sistema de gas combustible Una práctica operativa prudente es evitar despresurizar por completo los compresores, hasta que vayan a entrar en línea nuevamente. La Opción 3 (instalar sellos estáticos) brinda ahorros de gas adicionales al usarse junto con la Opción 1 (mantener el compresor a la presión de la tubería) limitando las emisiones fugitivas de gas al mantener el sistema presurizado. La Opción 4, instalar un eyector, recuperará gas de descarga que de otra manera habría sido venteado y permitirá que el operador lo pueda dirigir a una salida útil. Además, la Opción 4 puede capturar fugas y enviarlas a una salida útil, posibilitando ser implementada en combinación con cualquiera de las otras opciones. Paso 2: Calcular la cantidad y valor de las emisiones de metano en el escenario de línea de base (despresurizado). Las emisiones totales de metano de los compresores detenidos, despresurizados es la suma de las fugas al ventear el compresor y las cañerías asociadas y las fugas en las válvulas de la unidad por el período de tiempo en el cual el compresor está despresurizado. Los datos clave para calcular las fugas totales por compresor por año incluyen: El número de descargas por año (B). El volumen presurizado del compresor entre las válvulas de aislación (V). El volumen de gas venteado por descargas depende del volumen de la cavidad del compresor, las botellas de succión y descarga y el volumen de la tubería entre las válvulas de aislación, y la presión. Esto puede calcularse directamente usando la Ley de Henry (el volumen es inversamente proporcional a la presión, o P1V1 = P2V2). Se acepta un promedio de 15 Mcf por blowdown como factor de emisiones por defecto en el programa Natural Gas STAR. La duración de los períodos de parada (T). El promedio de fuga en las válvulas de la unidad (U). Las mismas pueden medirse en la toma de venteo de descargas utilizando dispositivos de medición manuales. Los promedios de fuga se incrementan Ilustración 2: Ejemplo de cálculos de ahorros debido a la implementación de la Opción 1 comparada con el escenario de mantener el compresor completamente despresurizado Presunciones: Carga mínima Carga máxima Horas detenido/año 500 4,000 Promedio fuga válvula de la unidad (Mcf/h) Promedio fuga válvula de descarga (Mcf/h) Promedio fuga empaquet. vástago(mcf/h) Muestra 1: compresor de carga mínima Ahorro total emisiones fugitivas= emisiones de línea de base emisiones Opción 1 Valor total de gas ahorrado Muestra 2: compresor de carga máxima Ahorro total emisiones fugitivas= emisiones de línea de base emisiones Opción 1 Valor total del gas ahorrado = (500 horas x 1.4 Mcf/h) - (500 horas x 0.45 Mcf/h) = 475 Mcf/año = 475 Mcf/año x $7.00/Mcf = $3,325 por año = (4,000 horas x 1.4 Mcf/h) - (4,000 horas x 0.45 Mcf/h) = 3,800 Mcf/año = 3,800 Mcf/año x $7.00/Mcf = $26,600 por año 5

6 generalmente desde el último mantenimiento de las válvulas. Se utiliza un valor por defecto de 1,400 scfh en este análisis. Las emisiones totales (TE) se calculan como: TE = B*V + T*U. El valor total (TV) o costo de estas emisiones es TE veces el precio (P) del gas o TV = TE x P. La mayoría de esta información se encuentra fácilmente accesible en los registros de operaciones y las especificaciones de las placas, o puede ser estimada. La Ilustración 2 presenta dos ejemplos de cálculos de fugas sobre el escenario de línea de base versus la Opción 1, una para el compresor de carga base, y una para el de carga pico. Paso 3: Calcular el costo y ahorros de las alternativas. Los costos de cada alternativa incluyen la inversión de capital, el costo incrementado de operación y mantenimiento (O&M), y el promedio de fuga fuera de servicio asociado con la opción. Se resumen a continuación algunos costos informados por algunos socios. Opción 1: Mantener la presión de la cañería en el compresor durante el cierre. Esta opción no tiene costos de capital o de O&M. Cuando se la Indices de precios Nelson A fin de contabilizar la inflación en los costos de equipos y mantenimiento, se utilizan los Índices trimestrales, Nelson-Farrar Quarterly Cost Indexes (disponibles en el primer número de cada trimestre en la revista Oil and Gas Journal) para actualizar los costos en los documentos Lecciones Aprendidas. Se utiliza el índice Refinery Operation Index para revisar costos operativos y el Machinery: Oilfield Itemized Refining Cost Index para actualizar costos de equipos. Para utilizarlos, simplemente busque el índice Nelson- Farrar más actual, divídalo por el de Febrero de 2006 y finalmente multiplíquelo por los costos adecuados que figuran en las Lecciones Aprendidas. aplica, surgen fugas en la empaquetadura del vástago del compresor (0.3 Mcf/h por compresor) y en la válvula de descarga (0.15 Mcf/h), totalizando aproximadamente 0.45 Mcf/h cuando el compresor está completamente presurizado. Opción 2: Mantener el compresor a la presión de gas combustible y conectarlo al sistema de Ilustración 3a: Ejemplo de cálculos de ahorros debido a la implementación de la Opción 2 comparada con el escenario de mantener el compresor completamente despresurizado Presunciones: Carga base Carga pico Horas detenido/año 500 4,000 Promedio fuga válvula de la unidad (Mcf/h) Promedio fuga válvula de descarga (Mcf/h) Promedio fuga empaquet. vástago(mcf/h) Muestra 1: compresor de carga mínima Ahorro total emisiones por fugas= emisiones de línea de base emisiones Opción 2 Valor total de gas ahorrado = (500 horas x 1.4 Mcf/h) - (500 horas x Mcf/h) = 638 Mcf/año = 638 Mcf/año x $7.00/Mcf = $4,466 Muestra 2: compresor de carga máxima Ahorro total emisiones por fugas= emisiones de línea de base emisiones Opción 2 Valor total de gas ahorrado = (4,000 horas x 1.4 Mcf/h) - (4,000 horas x 0,125 Mcf/h) = 5,100 Mcf/año = 5,100 Mcf/año x $7.00/Mcf = $35,700 6

7 Ilustración 3b: Ejemplo de cálculos de ahorros debido a la implementación de la Opción 3 comparada con el escenario de mantener el compresor completamente despresurizado Presunciones: Carga base Carga pico Horas detenido/año 500 4,000 Promedio fuga válvula de la unidad (Mcf/h) Promedio fuga válvula de descarga (Mcf/h) Promedio fuga empaquet. vástago(mcf/h) 0 0 Muestra 1: compresor de carga mínima Ahorro total emisiones por fugas= emisiones de línea de base emisiones Opción 3 Valor total de gas ahorrado Muestra 2: Compresor de carga máxima = (500 horas x 1.4 Mcf/h) - (500 horas x Mcf/h) = 625 Mcf/año = 625 Mcf/año x $7.00/Mcf = $4,375 Ahorro total emisiones por fugas= emisiones de línea de base emisiones Opción 3 Valor total de gas ahorrado = (4,000 horas x 1.4 Mcf/h) - (4,000 horas x Mcf/h) = 5,000 Mcf/año = 5,000 Mcf/año x $7.00/Mcf = $35,000 Ilustración 3c: Ejemplo de cálculos de ahorros debido a la implementación de la Opción 4 Presunciones: Blowdowns (descargas) por año 52 Emisiones por blowdown (descarga) 15 Mcf Costo de capital $11,644 Costos operativos $1,575 Ahorros en emisiones de gas natural* Valor total de gas ahorrado 780 Mcf / año = 780 Mcf/año x $7.00/Mcf = $5,460 * Asume 15 Mcf por blowdown y 52 blowdowns por año y que virtualmente todo el gas es capturado por el eyector. No incluye la captura de emisiones perdidas por el blowdown o la válvula de la unidad. combustible. Esta opción implica agregar cañerías y válvulas para descargar el gas de un compresor inactivo al sistema de gas combustible de la estación compresora u otra línea de venta de baja presión. Los costos de modificación de las instalaciones van desde $1,470 a $2,600 por compresor. Los principales determinantes del costo, son el tamaño de los compresores, el número de accesorios, la longitud de la cañería, y si se instala un analizador automático. Luego de que la presión del compresor se equilibra con la de la línea de gas combustible, la fuga de la empaquetadura del vástago del compresor cae a alrededor de 50 scfh y la de la válvula de descarga a alrededor de 75 scfh, totalizando scfh. Opción 3: Mantener presurizado e instalar un sello estático positivo en los vástagos del compresor. Si bien es técnicamente posible y compatible con ya sea la Opción 1 como la 2, la Opción 3 puede no ser conveniente en cuanto a costos si se la usa en conjunto con la Opción 2 (debido a que los porcentajes de fuga son significativamente más bajos cuando se flota el compresor a presiones de línea de gas combustible más bajas). Los sellos estáticos cuestan alrededor de $825 por vástago, más $1,600 de un controlador de activación automático para todo el compresor, totalizando $4,900 para cada compresor de cuatro vástagos. Con la fuga de la empaquetadura del vástago virtualmente eliminada, la única fuga que queda es la de las válvulas de descarga, aproximadamente 150 scfh. Opción 4: Instalar un eyector. Similar a la Opción 3, la Opción 4 es técnicamente factible y compatible 7

8 Ilustración 4: Comparación económica de las opciones Opción 1 Mantener presurizado Option 2 Mantener presurizado y unir al fuel gas Opción 3 Mantener presurizado e instalar sello estático Mínima Máxima Mínima Máxima Mínima Máxima Ahorros netos de gas (Mcf/año) 475 3, , ,000 Ahorro en dólares/año 1 $3,325 $26,600 $4,466 $35,700 $4,375 $35,000 Inversión en instalaciones 0 0 $2,040 $2,040 $4,900 $4,900 Retorno Inmediato Inmediato 6 meses 1 mes 14 meses 2 meses TIR 2 >100% >100% 218% 1750% 85% 714% 1 Asumiendo un valor de gas de $7.00/Mcf 2 Vida de 5 años (sin incluir costos de O&M). con las Opciones 1 y 2, ya que el eyector captura el gas que se pierde a través de las válvulas. La Opción 4 puede no ser efectiva en cuanto a costos cuando se la usa con la Opción 2 (debido a que los porcentajes de fugas son significativamente más bajos al flotar el compresor a las presiones más bajas de la línea de gas combustible). Los costos de capital y de instalación de un eyector tipo venturi son de alrededor de $11,644. Además del eyector en sí, los gastos de capital incluyen las válvulas de bloqueo del eyector, la cañería desde las conexiones de la línea de venteo, y el trabajo de ingeniería para determinar la medida del pico y expansor para el sitio. Ilustración 4a: Evaluación económica de la Opción 4 Opción 4 Instalar eyector Ahorros netos de gas (Mcf/año) Ahorro en dólares/año 2 $5,460 Inversión en instalaciones $11,644 Costos operacionales $1,575 Retorno 3 26 meses TIR 3 37% 1 Asumiendo 15 Mcf por blowdown y 52 blowdowns por año 2 Asumiendo un valor de gas de $7.00/Mcf 3 Vida útil de 5 años (sin incluir costos de O&M) Las Ilustraciones 3a, 3b, y 3c muestran los costos del ejemplo y los ahorros asociados con estas opciones. Paso 4: Conducir un análisis económico. Una vez que se ha determinado la cantidad y valor de las fugas de gas natural y las emisiones de metano, se conduce un análisis económico de las opciones de mitigación de las emisiones. Un retorno simple es un método de análisis económico común en la industria en el cual los costos del primer año para cada opción se comparan con el valor anual del gas ahorrado. Cuando se mantiene la presión de la tubería en los conjuntos de compresores (Opción 1), los ahorros netos en emisiones son la diferencia entre las emisiones de metano de las fugas fuera de línea que ocurren cuando se mantiene el compresor completamente despresurizado, y la fuga que tiene lugar cuando está completamente presurizado (calculado en la Ilustración 2). La Ilustración 4 presenta los ahorros estimados en la Opción 1 y los ahorros incrementales de implementar las Opciones 2 y/o 3 además de la Opción 1. El mantener el sistema bajo presión mientras el compresor está detenido o en standby (Opción 1) genera un retorno inmediato sin necesidad de inversión. La Opción 2, unir líneas de descarga a una línea de gas de baja presión en tanto se mantiene la presión en el sistema compresor durante una parada, es una opción económica para compresores de carga base y de carga pico, pero enormemente más atractiva para los de carga pico. Para la Opción 3, los ahorros incrementales de gas para los 8

9 compresores de carga base requieren de algo más de un año para recuperar la inversión en las instalaciones, pero el retorno para los compresores de carga pico es de menos de un año. La Opción 4 puede implementarse en combinación con las Opciones 1, 2, y 3 o individualmente. La conveniencia en cuanto a costos de la Opción 4 dependerá del volumen de gas venteado por descarga como del número de descargas por año. La evaluación económica no tiene en cuenta el gas adicional que puede recuperarse de la fuga a través de la válvula de descarga o de la válvula de la unidad. Consejos para la implementación Los siguientes son consejos que los socios de Natural Gas STAR utilizan para evaluar opciones y reducir las emisiones de los compresores fuera de línea: Los Operadores generalmente efectúan mantenimientos completos cada 12 a 36 meses, Ilustración 5a: Impacto del precio del gas sobre la Opción 2: Mantener el compresor presurizado y enviar el gas descargado a gas combustible Ilustración 5b: Impacto precio del gas en Opción 3: Mantener compresor presurizado e instalar sellos estáticos. Valor del gas ahorrado Período de retorno (meses) Tasa Interna de Retorno (TIR) Valor neto actual (i=10%) $3/ Mcf $5/ Mcf $7/ Mcf Valor del gas ahorrado $15,300 $25,500 $35,700 Período de retorno (meses) Tasa Interna de Retorno (TIR) % 1,250% 1,750% Valor neto actual (i=10%) $50,871 $86,022 $121,173 $3/ Mcf $5/ Mcf $7/ Mcf $15,000 $25,000 $35, % 510% 714% $47,238 $81,700 $116,161 Ilustración 5c: Impacto del precio del gas en la Opción 4: instalar eyectores Valor del gas ahorrado Período de retorno (meses) Tasa Interna de Retorno (TIR) Valor neto actual (i=10%) $3/ Mcf $5/ Mcf $7/ Mcf $2,340 $3,900 $5, % 20% 37% - $2,521 $2,854 $8,230 haciendo un overhaul a las válvulas de aislación de la unidad y llevando a cabo modificaciones importantes, tales como empalmes en el gas de combustible. La válvulas de la unidad, las de descarga y la empaquetadura del vástago del compresor son los que experimentan los más altos promedios de fugas cuando se acerca la fecha del mantenimiento completo. En consecuencia, es más efectivo en cuanto a costos efectuar reemplazos durante el siguiente mantenimiento completo programado. La seguridad es una prioridad al diseñar y operar las instalaciones de gas natural. El mantener la presión de gas en los compresores y válvulas detenidos genera una fuga incrementada a través del equipo dentro de la estación compresora, y se deben tomar las precauciones adecuadas dentro de la misma para detectar el gas, los riesgos de energía potencial en los recintos de alta presión, y ventilar correctamente Estudio: Experiencia de un socio de EPA Con gran interés por identificar los ahorros financieros reales y reducir las fugas de gas, la Compañía A investigó varias estrategias para reducir las fugas de la empaquetadura del vástago del compresor. En un período en que se sacó de servicio a los compresores, la compañía acopló el compresor al sistema de gas combustible. A esta presión más baja, la fuga de las empaquetaduras del vástago y de las válvulas de alivio se redujo considerablemente. Para 3,022 cilindros de compresor (un total de 577 unidades compresoras) operativos el 40 % del tiempo, el ahorro total de gas llegó a 1.58 Bcf/ año. 9

10 para prevenir la acumulación de gases fugados. La instalación de sellos estáticos sobre los vástagos del compresor y el mantenimiento y selección de las válvulas correctas puede minimizar la fuga, y, por extensión, las preocupaciones de seguridad. El despresurizar los compresores fuera de servicio a gas combustible es efectivo únicamente donde existe suficiente demanda de combustible para consumir el gas al promedio de la fuga de la válvula de aislación de la unidad (estimado en 1.4 Mcf/h). La correcta selección de la válvula y el mantenimiento de la integridad del sello en las válvulas de aislación de la unidad puede eliminar hasta el 90% de las emisiones anuales en las tareas de sacar de servicio y descargar. Las reparaciones en estas válvulas son caras en términos de materiales y mano de obra, así como en las emisiones que emergen de la necesidad de despresurizar toda la estación para acceder a las mismas. Si bien el costo de mantenimiento y reparación de los equipos de gas para eliminar las emisiones de descarga puede ser prohibitivo en términos de materiales de válvulas y mano de obra, cuando se lo combina con mejores rutinas de operación, mejor diseño de equipo e instalaciones, y la eliminación de prácticas de descarga innecesarias, puede agregarse un cash flow significativo al balance de muchas operaciones que tienen incentivos económicos para reducir fugas de gas inesperadas. Al evaluar opciones para reducir las emisiones al sacar compresores de línea, el precio del gas natural esperado influencia la decisión. La Ilustración 5a muestra el impacto del precio del gas en el análisis económico de la Opción 2, mantener el compresor presurizado y enviar el gas de descarga al sistema de gas combustible. La Ilustración 5b muestra el impacto del precio del gas en el análisis económico de la Opción 3, mantener los compresores presurizados e instalar un sello estático en los vástagos del compresor. La Ilustración 5c muestra el impacto del precio del gas en el análisis económico de la Opción 4, instalar eyectores. El impacto del precio del gas en el análisis económico de la Opción 1 no se muestra debido a que no se necesita inversión de capital para implementarla, siendo el retorno inmediato, independientemente del precio del gas. Lecciones aprendidas Los Socios se darán cuenta de que las reducciones significativas de las emisiones y el ahorro de costos, será el resultado del cambio de las prácticas rutinarias de descarga de los compresores, y en donde sea aplicable, del re-ruteo del gas venteado. Ahorro derivado de producto retenido o desplazamiento de gas combustible. Las principales lecciones aprendidas de los participantes de Natural Gas STAR son: Evite despresurizar a la atmósfera cuando sea posible. Pueden lograrse ahorros inmediatos sin costo alguno manteniendo los compresores fuera de línea presurizados durante la mayor parte del tiempo en que estén en ese estado. Eduque al personal de campo sobre los beneficios de atrasar o evitar descargas. Determine si los compresores individuales operan con carga base o pico. Utilice esta información para efectuar los análisis económicos de las Opciones 2 y 3. Mida las emisiones de las válvulas de descarga y de las individuales de aislación de la unidad, así como las emisiones de los compresores individuales para evaluar la conveniencia económica real de las alternativas presentadas. Donde convenga, desarrolle un cronograma para readaptar los compresores con sistemas de ruteo de gas combustible e instalar sellos estáticos en el vástago del compresor. Registre las reducciones en cada compresor. Las reducciones en las emisiones de metano deben estar incluidas en los informes anuales remitidos como parte del programa Natural Gas STAR. Referencias Borders, Robert S. C. Lee Cook, personal contact. Campbell, Alastair J. Bently Nevada Corporation, Houston, Texas. Optical Alignment of Reciprocating Compressors. "Compressor Shutdown Leakage." Pipeline & Gas Journal, December France Compressor Products. Mechanical Packing - Design and Theory of 10

11 Operation, Bulletin 691. Howard, T., R. Kantamaneni, G. Jones, Indaco Air Quality Services, Inc. PRCI Final Report. Cost Effective Leak Mitigation at Natural Gas Transmission Compressor Stations. August Maholic, James. France Compressor Products, personal contact. Minotti, Marcello. ENRON, personal contact. Dispositivos comunes para la detección y medición de fugas Cámara infrarroja Puede examinar partes inaccesibles del equipo Muestra las emisiones de hidrocarburos en una imagen móvil utilizando las propiedades infrarrojas de los mismos Revisión electrónica Equipada con sensores de oxidación catalítica y de conductividad térmica diseñados para detectar ciertos gases Usada típicamente en aberturas grandes que no pueden ser revisadas con el método de la burbuja de jabón. Detección acústica de fugas Los detectores acústicos de alta frecuencia o los ultrasónicos son dos clases de detectores acústicos de fugas Se basan en las señales acústicas de una posible fuga corriente abajo o arriba para determinar si está escapando gas. OVAs y TVAs Los Analizadores de Vapores Orgánicos (OVAs) son detectores de ionización de llama que miden la concentración de vapores orgánicos en un rango de entre 9 to 10,000 partes por millón (ppm) Los Analizadores de Vapores Tóxicos (TVAs) combinan los detectores de ionización de llama con los de fotoionización y pueden medir vapores orgánicos a concentraciones que excedan las 10,000 ppm Embolsado calibrado Se usa para medir emisiones en masa de las fugas. Se embolsa el componente que pierde en una bolsa de volumen conocido y se usa un timer para determinar el tiempo que lleva llenar la bolsa. Rotámetros Para medir fugas muy grandes que abrumarían a otros instrumentos. Ideal para lineas de final abierto y componentes similares donde todo el flujo puede ser canalizado a través del medidor. Tomadores de muestra de alto volumen Capturan todas las emisiones de un componente que pierde por medio de una manguera de vacío tomadora de muestras para cuantificar con exactitud los promedios de fuga. Se corrigen las mediciones de muestra para la concentración de hidrocarburos del ambiente, y se calcula el promedio en masa de las fugas multiplicando el promedio de flujo de la muestra medida por la diferencia entre la concentración de gas del ambiente y la de la muestra medida. 11

12 United States Environmental Protection Agency Air and Radiation (6202J) 1200 Pennsylvania Ave., NW Washington, DC Octubre 2006 La EPA ofrece los métodos de estimar emisiones de metano en este documento como una herramienta para desarrollar estimaciones básicas de las emisiones de metano. Las formas de estimar emisiones de metano que se encuentran en este documento pueden no conformar con los métodos de la Regla para Reportar Gases de Efecto Invernadero 40 CFR Parte 98, Subparte W y otras reglas de la EPA en los Estados Unidos. 12