informe técnico · informe técnico proyecto f.62370 asesoría técnica para la revisión de la...

Dirección de Servicios de Ingeniería

Región: Sede Centro de trabajo: Ciudad de México

1/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Informe Técnico

Proyecto

F.62370

Asesoría técnica para la revisión de la NOM-001-SECRE-2010 “Especificaciones de gas natural”

Informe ejecutivo final

20 de noviembre de 2018



2/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Contenido

1. Resumen ejecutivo .............................................................................................................. 5

1.1 Soporte documental de las especificaciones actuales y futuras. ....................................................5

1.2 Estudio documental sobre la experiencia internacional sobre responsabilidades en materia de calidad del gas natural. ..........................................................................................................................9

1.3 Desarrollo del procedimiento de evaluación de la conformidad de la Norma. .............................. 14

1.4 Estimación del impacto en la industria mexicana que puede tener ante un cambio en las especificaciones del gas natural. .......................................................................................................... 14

1.5 Estimación del impacto que pueden tener los parámetros más críticos del gas natural. ............... 22

1.6 Estudio sobre la utilidad de contar con un sistema de avisos para la entrega de gas natural fuera de especificaciones. ............................................................................................................................. 23

1.7 Análisis sobre las diferencias máximas entre valores de equipos en línea y mediciones de laboratorios acreditados. ..................................................................................................................... 24

2. Soporte documental de las especificaciones actuales y futuras .......................................... 28

2.1 Parámetros de calidad del gas natural ........................................................................................ 28

2.2 Métodos para determinar la calidad del gas natural ................................................................... 31

3. Estudio documental sobre la experiencia internacional sobre responsabilidades en materia de calidad del gas natural. ......................................................................................................... 46

3.1 Principales experiencias internacionales en materia la responsabilidad de la calidad del gas natural ................................................................................................................................................ 46

3.2 Reporte sobre la práctica internacional en materia de avisos y alertas por la entrega de gas fuera de especificaciones .............................................................................................................................. 51

4. Desarrollo del procedimiento de evaluación de la conformidad de la Norma...................... 62

5. Estimación del impacto en la industria mexicana que puede tener ante un cambio en las especificaciones del gas natural. ................................................................................................ 63

5.1 Impactos en equipos de combustión. ......................................................................................... 68

5.2 Impactos en el sector industrial. ................................................................................................ 68

5.3 Impacto de la calidad del gas sobre los usuarios finales. ............................................................. 70

5.4 Parámetros mínimos a regular. .................................................................................................. 71

6. Estimación del impacto que pueden tener los parámetros más críticos del gas natural ...... 75

7. Estudio sobre la utilidad de contar con un sistema de avisos para la entrega de gas natural fuera de especificaciones. ........................................................................................................... 77



3/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

7.1 Estudio sobre la utilidad de contar con un sistema de avisos para la entrega de gas natural fuera de especificaciones. ............................................................................................................................. 77

7.2 Análisis de la factibilidad de implementación en México de un sistema de avisos para la entrega de gas natural fuera de especificaciones. .............................................................................................. 78

8. Análisis sobre las diferencias máximas entre valores de equipos en línea y mediciones de laboratorios acreditados. ........................................................................................................... 79



4/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Índice de figuras Figura 2.1. Intervalo de variación para el índice de Wobbe en diferentes países ............................................. 34 Figura 2.2. Intervalo de variación para el poder calorífico en diferentes países ............................................... 34 Figura 5.1. Fundamentos del índice de Wobbe. ................................................................................................ 63 Figura 5.2. Efecto de la formación de fase líquida de hidrocarburos pesados en el alabe de la turbina (izquierda) y acumulación en ductos (derecha). ................................................................................................ 67

Índice de tablas

Tabla 1.5.1. Resumen comparativo de escenarios evaluados. ......................................................................... 22 Tabla 1.5.2. Resumen del análisis de beneficios para el Escenario Alterno 3 .................................................. 23 Tabla 2.1. Resumen de metodos para medir las calidad delgas naturalinternacionalmente. ........................... 32 Tabla 2.2. Rangos aceptables de variación del índice de Wobbe. .................................................................... 36 Tabla 2.3. Comparación de las especificaciones para gas natural en el mundo. .............................................. 37 Tabla 3.1 Comparación de las especificaciones para gas natural en el mundo................................................ 48 Tabla 3.2. Parámetros de calidad del gas natural monitoreados en algunos países. ....................................... 53 Tabla 3.3. Parámetros de calidad de gas natural aplicables en algunos países y frecuencia de monitoreo. ... 54 Tabla 3.4 Etapas de la cadena de suministro de gas natural (GN). .................................................................. 55 Tabla 3.5. Acciones realizadas cuando se inyecta gas natural fuera de especificaciones ............................... 61 Tabla 5.1. Impacto de cambios en la calidad del gas en el desempeño de equipos que utilizan gas. ............. 68 Tabla 5.2. Impacto de variaciones en la calidad del gas en procesos industriales. .......................................... 70 Tabla 5.3. Mínimo Número de Parámetros Regulados y sus valores deseables. ............................................. 74 Tabla 6.1. Resumen comparativo de escenarios evaluados. ............................................................................ 75 Tabla 6.2. Resumen del análisis de beneficios para el Escenario Alterno 3 ..................................................... 76



5/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

1. Resumen ejecutivo

1.1 Soporte documental de las especificaciones actuales y futuras. El gas natural se considera un puente hacia a las energías limpias del carbón, ofrece el mejor crecimiento de la demanda a largo plazo entre los combustibles fósiles, en especial en su forma licuada, que es fácil de transportar. El gas emite alrededor de la mitad de dióxido de carbono que el carbón.

Se estima que el mercado crecerá con rapidez, con un incremento de la demanda de gas más rápido que el de la energía en general.

Los principales parámetros considerados en las especificaciones de la calidad del gas natural en el mundo son:

Índice de Wobbe. En México se regula el índice de Wobbe con valores comparables a

los establecidos por las especificaciones europeas y de América del Sur, sin embargo,

no se regula su densidad relativa. En México se permite una variación de +/- 5 % que es

menor a lo establecido por la especificación europea EASEE-g (5.6%), mientras que

para Estados Unidos el rango de variación es de ± 4.0%.

Poder calorífico. No se regula en Europa y sí en EE.UU., Canadá, México, Argentina,

Brasil y Australia.

Inertes totales. La concentración de inertes totales en México es de 6 % en la Zona Sur

y 4 % en el resto del país, situación que es superada únicamente por Brasil, en donde la

concentración permitida es de 18 % (N2+CO2) para la Zona Norte.

Nitrógeno. Está regulado para algunos operados en Estados Unidos y Canadá, así

como en México y Colombia, siendo el valor máximo el establecido para México en la

Zona Sur (6% vol).

Dióxido de carbono. El valor máximo es de 3% vol tanto para Norteamérica, Europa y

América del Sur.

Azufre total. La concentración de azufre total es variable a lo largo del mundo, oscila

entre 10 mg/m3 en Suecia y 460 mg/m3 para algunos operadores de ductos en Canadá.

En México es de 150 mg/m3. Sin embargo, la especificación europea de EASEE-g

establece un límite de 30 mg/m3 y la tendencia esperada es debajo de este valor.

H2S + COS. El valor límite actual en México es de 6 mg/m3, que es comparable con los

valores de Europa, Estados Unidos y Canadá excepto para 5 operadores de Canadá y 2

de EE. UU.

O2: El valor límite actual en México es de 0.2 % mol, el cual es comparable con los

valores de EE.UU y Canadá, excepto para dos operadores de EE.UU. en los que este

valor es de 1 %. En Europa la concentración permitida oscila entre 0.001 (EASEE-g) y 3

% mol en el caso de Alemania, siendo su espectro muy amplio. Para América del Sur el

intervalo oscila entre 0.1 % mol (Argentina) y 0.8 % mol en Brasil-Norte.



6/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Humedad. El valor límite actual en México es de 110 mg/m3, que es comparable con lo

establecido por algunos operadores de EE.UU. En Canadá y para algunos casos de

EE.UU., este límite es 40 % menor, mientras que en Europa se regula el Punto de Rocío

de H2O en lugar de la humedad.

Punto de rocío de hidrocarburos. Temperatura a la cual ocurre la condensación de

hidrocarburos en el gas natural que corresponde al punto cricondentérmico del gas

natural, en México es de -2°C, tanto en la zona Sur como Resto del País.

El número de Wobbe es el parámetro más comúnmente empleado a nivel internacional para la intercambiabilidad de gas.

En la actualidad en Europa se discute la conveniencia del intervalo del índice de Wobbe para considerar gases de diferentes especificaciones de diversas fuentes, por cuestiones de seguridad energética, aunque, esto genera una problemática a los usuarios del gas por combustión incompleta, formación de hollín, desprendimiento de flama, pérdida de eficiencia energética en procesos, y problemas de calidad en los productos finales, entre otros.

En países como Estados Unidos y el Reino Unido, el índice de Wobbe se encuentra en un intervalo de ±4%, además de cumplir con otros parámetros (Poder calorífico, temperatura de punto de rocío de hidrocarburos, contenido de inertes, etc.).

En Alemania, Holanda, Austria y España se aceptan intervalos más amplios de índice de Wobbe (±9% o ±10%).

A nivel mundial, la mayoría de países han optado por emplear un intervalo de índice de Wobbe entre el ±4% y el ±5%, siendo que en algunos casos aplican limitaciones por regiones, como es el caso de Brasil y México.

El empleo de un intervalo de ±5% es común ya que corresponde a un valor “técnicamente razonable”, dentro del cual se espera que no ocurran problemas significativos de intercambiabilidad en equipos de combustión convencionales.

El poder calorífico se utiliza como criterio para determinar la tarifa y no por volumen de gas natural.

Actualmente se encuentran en revisión proyectos de Normas Europeas para regular biocombustibles gaseosos, las cuales consideran inyección de Biogás en la red de Gas Natural.

prEN 16723-1 especifica el biometano para la inyección en las redes de gas natural.

prEN 16723-2 especifica el biometano y el gas natural como combustibles para

vehículos.

En los EE.UU., existe flexibilidad en la determinación de la especificación de la calidad del gas natural, la FERC se encarga, en conjunto, con la empresa distribuidora de gas natural de fijarla para la definición de las tarifas.



7/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

La composición del GNL depende de su fuente de producción y de las necesidades de los clientes. La composición del GNL también varía con el tiempo en el transporte debido a la volatilidad natural de compuestos de GNL de bajo punto de ebullición (nitrógeno y metano).

La composición del gas determina los valores de poder calorífico y su desempeño en máquinas de combustión. Mientras que los hidrocarburos más pesados y el hidrógeno aumentan el poder calorífico, los gases inertes lo disminuyen. EUROMOT ha propuesto un estándar orientado al mejoramiento de la combustión en máquinas de ignición, incluye otros parámetros de calidad y está en contra de la tendencia de EASEE-g de tener intervalos amplios en la especificación, ya que ocasiona graves problemas en los motores, generación de mayor cantidad de emisiones y problemas de seguridad.

De acuerdo con información recopilada en el estudio del estado del arte sobre intercambiabilidad de gas, realizado en 2016 para el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural de Colombia (CNO-Gas), no existe un consenso global acerca del contenido máximo permisible de nitrógeno, estando el intervalo entre el 2% y 5% molar para los países consultados.

La tendencia de la calidad del gas natural deberá considerar el desarrollo de nuevas tecnologías en el sector energía, tales como:

a) P2G: para generar hidrógeno, y gas natural sintético a partir de gas natural, CO2 y

Agua, que incidirán en cambios en especificaciones de calidad, incluyendo ductos

compartidos para transportar biocombustibles, hidrógeno y gas natural.

b) Transporte terrestre: Se incrementara la comercialización y suministro de GNL de

fuentes lejanas y diversas, debido a las grandes ventajas que tiene con respecto al

transporte en ductos transfronterizos. Además de buscar la seguridad energética

nacional. Esto implicará manejar gas natural con diversas especificaciones de calidad.

c) Biogás: El uso de combustibles de origen no fósil de bajo carbono es una oportunidad

para proveer energía más sustentable. Estos combustibles deberán de considerar otros

parámetros en su especificación de calidad. Adicionalmente se espera conducir estos

energéticos por el sistema de red de ductos.

Una consecuencia de la evolución de los mercados europeos es que es probable que las fluctuaciones de las calidades y composiciones locales del gas natural aumenten tanto en amplitud como en frecuencia dentro de las redes europeas. Para muchas regiones, esta puede ser una experiencia nueva y es difícil predecir cómo un mercado tan diverso como el del gas natural, con sus aplicaciones de uso final muy heterogéneas, responderá a las crecientes fluctuaciones de la calidad del gas.

Las impurezas en los ductos de gas, principalmente por el azufre, pero también como agentes que dan olor al gas están en la actualidad por debajo de 5 mg/m3. En algunos tipos de gas se puede observar hasta 20 mg/m3. Se espera que los estándares en este rubro se establezcan con un máximo de 30 mg/m3.

Los hidrocarburos más pesados (C4 y C4+) que a veces se encuentran en el combustible de GNL disminuirán el número de metano y la mezcla de hidrógeno tendrá un efecto comparable. Se está analizando un límite del 10% para el hidrógeno en la industria del gas,



8/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

mientras que los fabricantes de turbinas de gas y motores han especificado límites entre el 1% y el 5%. Incluso con una mezcla del 10%, la densidad resultante del gas mezclado será ocasionara que se esté fuera de la especificación actual para la relación de densidad (0.55 <d <0.75). La mezcla de biometano puede traer impurezas adicionales como siloxanos y azufre a la red de gas, lo que tendría un impacto negativo en todos los consumidores, pero tendría efectos especialmente profundos para los motores de gas.

En cuanto a los motores de gas, pueden esbozar tres vías para el uso del gas en un futuro energético sostenible:

1.) Un camino clásico que utiliza el gas natural, como "acompañante"/complemento para una fuerte expansión de las energías renovables, mejorando aún más la eficiencia en el uso del gas y completando cualquier discontinuidad del suministro renovable.

2.) Un camino de "gases residuales" que utiliza gases residuales de procesos industriales como el gas de alto horno de la industria siderúrgica o gases de desfogue enviados a quemadores elevados o peor aún, que son venteados sin utilizar más su contenido energético.

3.) Una vía de gas renovable, que emplea (en exceso) fuentes de energía renovables como la energía solar o eólica para producir hidrógeno o metano sintético, o biogás a partir de biomasa por gasificación. Estos gases renovables pueden almacenarse o alimentarse en una red de gas existente.

Con excepción de la primera vía, las otras dos opciones implican que la red de gas se utilice para calidades de gas que variarán en mayor medida en el futuro que en la actualidad. Este es el marco general para un análisis más profundo de las especificaciones del gas y sus implicaciones para su empleo en motores y equipos de gas.

En los Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) regula la transmisión interestatal de electricidad, gas natural y petróleo. La FERC revisa las aplicaciones para la construcción y operación de gasoductos de gas natural. La agencia también revisa las propuestas para construir terminales de Gas Natural Licuado y gasoductos interestatales de gas natural, así como la concesión de licencias para proyectos hidroeléctricos. La FERC tiene jurisdicción sobre la regulación de los ductos interestatales y se ocupa de supervisar la implementación y operación de la infraestructura de transporte de gas natural.

El GNL ha sido un medio importante para transportar el gas natural, el comercio de GNL también ha mostrado un desarrollo importante en las últimas dos décadas. La calidad del GNL varía de un lugar a otro debido a las diferentes tecnologías y a la diferente composición de las fuentes de extracción del gas natural sin tratar. Muchos países importan GNL basándose en los precios y las regulaciones nacionales detalladas para el control de calidad.

Con el aumento de la demanda y las regulaciones más estrictas de emisiones, la necesidad de gestionar la calidad del GNL y las medidas de seguridad en el manejo del GNL también han aumentado. La finalidad de la reglamentación es balancear el suministro



9/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

eficaz de combustible y la manipulación segura del GNL en las terminales y puertos. No existen directrices adecuadas que permitan usar el GNL para el trasvase del combustible. Es necesario establecer directrices internacionales para librar esta brecha en el uso del GNL como combustible. La tecnología destinada a utilizar GNL como combustible ya está disponible y las normas para estas tecnologías pueden imponerse sobre la base de las normas disponibles destinadas a las plantas de licuefacción y terminales de importación.

Los debates actuales sobre la calidad del gas ponen de manifiesto su complejidad debido a la gran heterogeneidad de los mercados, con diversas aplicaciones en los sectores residencial, industrial y de generación de energía, a menudo con requisitos muy diferentes de calidad del gas natural desde el punto de vista operativo. Para responder a estos desafíos, es vital disponer de datos sólidos sobre las diversas flotas de aparatos y equipos de uso final, los parámetros y procedimientos operativos típicos y sus respectivos requisitos en relación con el gas natural y su sensibilidad a los cambios en la calidad o composición del gas. La consideración de los aspectos antes mencionados genera información valiosa para contribuir al proceso europeo de armonización de la calidad del gas. Se deben de generar estudios para tener una visión más detallada de las industrias consideradas más vulnerables a los cambios en la calidad del gas, así como enfoques hacia soluciones tecnológicas para estos retos.

1.2 Estudio documental sobre la experiencia internacional sobre

responsabilidades en materia de calidad del gas natural. Parte I

El marco normativo en EE.UU. con respecto al estándar de calidad del gas natural tiene ya un largo camino recorrido, se han creado organismos gubernamentales para coordinar esfuerzos regulatorios, además se han desarrollado diferentes grupos, sociedades y organizaciones estatales que colaboran en la generación de estándares. El Consejo de gas natural (NGC) conformado por la Asociación Americana de Gas (AGA), la Asociación de Proveedores de gas natural (NGSA), la Asociación Americana de gas natural Interestatal (INGAA) y la Asociación Americana Independiente de Petróleo (IPAA), organizaron un comité denominado NGC+, en el cual también participan partes interesadas del sector de gas natural en conjunto con el Departamento de Energía (DOE) y la Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC) para discutir los asuntos relacionados con la intercambiabilidad de gases.

La FERC es el organismo que revisa la calidad e intercambiabilidad del gas natural y su impacto en las compañías, así como en toda la cadena de suministro de gas natural (productores, transportistas, usuarios finales, etc.).

Se han realizado diversos estudios y reuniones para definir las cuestiones de intercambiabilidad y de parámetros aceptables de calidad del gas natural, para desarrollar un mercado de gas natural competitivo, seguro y confiable. La FERC, ha incluido la calidad y la intercambiabilidad del gas natural en temas relacionados con reclamaciones, propuesta y disposición de tarifas, así como en los procedimientos de certificación.



10/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Existe una reglamentación acerca de las operaciones, control y gestión de las redes de gas natural. La tarifa es determinada de mutuo acuerdo entre las compañías que suministran el gas y la FERC. Este organismo se reúne con las compañías de suministro y en base a la calidad del gas natural que garantiza la compañía, se establece una tarifa que aplica en específico a ese distribuidor. Los principales organismos gubernamentales involucrados en la cadena de suministro de gas natural son:

El Departamento de Transporte (DOT, por sus siglas en inglés Department of Transportation): que tiene la responsabilidad y autoridad de promulgar e interpretar los estándares de seguridad para las instalaciones de la red de gas, inspeccionar el cumplimiento de los estándares de las compañías y exigir los estándares a través del Departamento de Justicia, o comisiones públicas locales.

La Comisión Federal de Regulación de Energía (FERC, por sus siglas en inglés Federal Energy Regulatory Commission): que es una agencia independiente que regula la red interestatal de gas natural, petróleo y electricidad, y en cuestiones de gas natural tiene bajo su responsabilidad regular su transporte y venta, así como aprobar la ubicación y abandono de instalaciones interestatales de gas natural, incluyendo ductos, almacenamiento y gas natural licuado (GNL).

La Oficina de Seguridad de la Red de Ductos, (OPS, por sus siglas en inglés Office of Pipeline Safety): que es responsable de promover el funcionamiento seguro y respetuoso con el medio ambiente de la red de gas natural y líquidos peligrosos.

El Consejo Nacional de Seguridad en el Transporte, (NTSB, por sus siglas en inglés National Transportation Safety Board): que es una agencia federal independiente encargada de investigar accidentes de aviación civil en los Estados Unidos y los accidentes significativos en los otros medios de transporte, incluyendo ferrocarril, carretera, marina, oleoductos y gasoductos.

La Comisión de Servicios Públicos (PUC, por sus siglas en inglés Public Utility Commission): cuyas agencias estatales tienen estándares y regulaciones con respecto a la infraestructura de gas natural dentro de sus estados. En general, las PUC son responsables de asegurar un servicio público seguro, eficiente, confiable e ininterrumpido a precios razonables; regular la organización financiera de las compañías de servicios públicos para que proporcionen dichos servicios; y de proporcionar a las compañías de servicios públicos la oportunidad de obtener una ganancia razonable.

La FERC en conjunto con las empresas transportistas acuerdan condiciones para el servicio suministro de gas natural que incluyen una serie de parámetros de calidad, entre otros: contenido de oxígeno, ácido sulfhídrico, azufre total, nitrógeno dióxido de carbono, agua, partículas, gomas y materia sólida, así como poder calorífico bruto y temperatura, adicionalmente, por cuestiones de facturación y seguridad se monitorea el flujo volumétrico y presión. La FERC participa como testigo y avala las reuniones entre los eslabones de la cadena de suministro de gas natural para el acuerdo de la tarifa del respectivo servicio, entre los puntos acordados está la calidad del gas y el volumen inyectado. La calidad del gas definida y ser aceptada por las partes (las compañías ante la presencia de la FERC),



11/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

se convierte en obligatoria y sujeta a verificación por medio de mediciones en los puntos de interconexión. Este proceso para acordar la tarifa del servicio involucra a cualquier eslabón de la cadena de suministro de gas natural (productor, transportista, almacenista, distribuidor, comercializador y usuario) y se materializa en el contrato de servicio. Los puntos de verificación de calidad del gas natural son todos aquéllos en los cuáles existe transferencia de custodia de una compañía a otra o de la compañía transportista al usuario final por la inyección de una corriente de gas o por la transferencia hacia el consumidor final, y en estos puntos debe medirse la calidad del gas.

Cuando las partes involucradas en una disputa técnica no puedan llegar a acuerdos sobre la calidad del gas y la intercambiabilidad, estos litigios serán presentados ante la FERC para que se resuelva caso por caso, con un registro de los hechos y una revisión técnica.

En Canadá, las principales asociaciones que participan en la reglamentación del sector del gas natural son: Canadian Association of Oil well Drilling Contractors (CAODC), Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP), Petroleum Services Association of Canada (PSAC), Canadian Energy Pipeline Association (CEPA), Canadian Gas Association (CGA), Canadian Society for Unconventional Resources (CSUR), Explorers and Producers Association of Canada (EPAC), Industrial Gas Users Association (IGUA).

La NEB en conjunto con las empresas que integran la cadena de suministro del gas natural acuerdan las condiciones bajo las cuáles el servicio de transporte de gas es proporcionado, mediante tarifas que incluyen; capacidad de transporte, calidad de hidrocarburos y las condiciones financieras. La NEB coadyuva con los participantes de la cadena de suministro de gas para que se lleguen a acuerdos para establecer entre otras cosas la tarifa, la calidad del gas y de las condiciones de transporte, etc. La calidad del gas definida en dichos acuerdos y ser aceptada por las partes (NEB y compañías involucradas en la cadena de suministro de gas natural), se enmarca en un contrato y se convierte en obligatoria. Los puntos de verificación de calidad del gas natural son todos aquéllos en los cuáles existe transferencia de custodia de una compañía a otra o de la compañía transportista al usuario final por la inyección de una corriente de gas o por la transferencia hacia el consumidor final, y en estos puntos debe medirse la calidad del gas (es decir de eslabón a eslabón en toda la cadena de suministro del gas natural).

En la Unión Europea toda la cadena del gas natural está definida por leyes y reglamentos que son aplicados por los organismos reguladores nacionales. Existe un Consejo de Reguladores Europeos de la Energía (CEER) que es una asociación de 16 reguladores nacionales, actúa como punto de enlace entre los reguladores y la Directiva de la Comisión Europea de Energía y Transporte (DG TREN), también participa en las Conferencias de armonización de la calidad del gas. La tendencia internacional es hacia una facturación a los usuarios basada en la medición de la energía suministrada y no sólo con base al volumen de gas y al contenido de energía del gas declarado.

Como consecuencia de la convergencia de las prácticas en el mercado europeo y del aumento del comercio mundial, muchas normas nacionales han incluido y/o sustituidas por las normas de la comunidad europea. Las normas cuando son aprobadas por el CEN (Comité Europeo de Normalización) se publican como normas europeas.



12/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

La Directiva 2009/73/CE en materia de responsabilidades, obligaciones y sanciones, establecida por el Parlamento Europeo y el Consejo, es el instrumento marco que regula el mercado de gas natural en Europa.

Los Estados miembros, de conformidad con su organización institucional y cumpliendo el principio de subsidiariedad, velarán por que las compañías de gas natural operen con arreglo a los principios de la Directiva, con miras al desarrollo de un mercado del gas natural competitivo, seguro y sostenible desde el punto de vista medioambiental.

Los Estados miembros o autoridades reguladoras, supervisaran los aspectos de seguridad del suministro, que incluye el equilibrio entre la oferta y la demanda en el mercado nacional, el nivel de demanda prevista y de suministros disponibles y las capacidades adicionales en proyecto o en construcción, la calidad y el nivel de mantenimiento de las redes, así como las previsiones en momentos de máxima demanda o insuficiencias en el suministro del gas.

El Reglamento (CE) No 715/2009 aprobado por el Parlamento Europeo y el Consejo, establece las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y la figura de Gestor de las Redes de Transporte de Gas, el cual debe ser certificado. También prevé el régimen de sanciones aplicable en caso de incumplimiento de las disposiciones. Las sanciones previstas deberán ser efectivas, proporcionadas y disuasorias y no serán de naturaleza penal.

Parte II

La calidad del gas se define en función de su composición química, y entre sus componentes se encuentran los hidrocarburos, los gases inertes como el nitrógeno y el dióxido de carbono, así como las especies generalmente indeseables como el azufre, el agua y el mercurio. Para la mayoría de los usuarios de gas, es necesario ajustar la combustión típica caracterizando parámetros como el índice de Wobbe, el poder calorífico y el índice de metano para asegurar un rendimiento limpio, seguro y energéticamente eficiente. Adicionalmente también son importante los aspectos de seguridad y operación de la red de gasoductos.

El sistema de supervisión y control tipo SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition, por sus siglas en inglés) permite monitorear las variables operativas de forma remota y en tiempo real, y puede ser controlada su operación desde un centro de control. Los operadores pueden supervisar todas las variables que comprenden el proceso de distribución de gas natural a través de pantallas y conocerlas por medio de la tecnología de transmisión de datos, como presión, temperatura y flujo de gas. Adicionalmente, también se puede revisar el volumen consumido por los clientes y el estado del sistema anticorrosivo de los gasoductos.

El sistema de avisos es otra característica del sistema, ya que alerta a los operadores si existe algún problema en el ducto. Si algún parámetro está fuera de los estándares normales, una vez que se detecta el problema a través de los sensores, el software muestra un mensaje en la pantalla, indicando la hora, fecha y detalles del evento. Con esta



13/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

tecnología también se pueden emitir historiales y gráficos, personalizados y exportables a archivos PDF e imprimibles.

Los beneficios de este tipo de tecnología son:

• Monitoreo remoto y en tiempo real de presión, temperatura y flujo de gas suministrado.

• Supervisión del volumen de gas que consumen los clientes y del sistema anticorrosivo de los conductos a través de los cuales se distribuye el gas.

• Sistema de avisos que alerta a los operadores sobre cualquier problema que pueda afectar el proceso, mostrando la fecha, hora y detalles del evento en las pantallas.

• Suministro de datos para la facturación.

• Emitir historiales y gráficos personalizados, que se pueden exportar a archivos PDF e imprimir, que contienen toda la información sobre cualquiera de las variables del proceso.

• Mejor comunicación entre los diferentes dispositivos que componen el sistema responsable de la automatización de variables de campo y equipos involucrados en la distribución de gas.

El nivel tecnológico actual permite aplicar soluciones para el control y supervisión remota de las principales variables de operación de un gasoducto; internacionalmente existen varios ejemplos del uso en la práctica de sistemas tipo SCADA operados de manera inalámbrica.

Los principales avances en esta área de la industria del transporte de gas natural se han desarrollado en el control de las variables de operación y de seguridad, aunque existen algunos casos en que también se monitorea la calidad del gas natural y se emiten avisos para que aguas abajo del punto de medición se tomen acciones para mitigar dicha fluctuación.

La práctica internacional en materia de control de la calidad del gas natural indica tres aspectos principales:

i) Especificación del gas,

ii) Odorización y

iii) Presión.

La calidad del gas es controlada por las diferentes participantes involucrados en la cadena de suministro, principalmente los productores y transportistas de gas. Sin embargo, los mayoristas y minoristas de gas también son legalmente responsables de la calidad del gas que venden, aunque no posean o gestionen por sí mismos gasoductos o instalaciones conectadas a ellos. Como ejemplo tenemos que, en Europa la mayoría de los países monitorean más de 10 parámetros relacionados con calidad del gas, a diferencia de Lituania, Hungría y Francia que supervisan casi 20. Esto demuestra que los países están atentos a la calidad del gas.



14/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

1.3 Desarrollo del procedimiento de evaluación de la conformidad de la

Norma.

Con los fundamentos que se han revisado en el presente documento, se concluye que, para realizar la evaluación de la conformidad de un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, se deben contemplar, entre otros, tres aspectos fundamentales:

Las especificaciones que debe cumplir la calidad del gas natural.

Los procedimientos de evaluación de las especificaciones de calidad del gas natural, que se han establecido en cada caso.

Los agentes (laboratorios de prueba, laboratorios de calibración, unidades de verificación) que deben participar en su evaluación de la conformidad.

Por lo tanto, para dar cumplimiento a la norma mexicana NMX-Z-013-SCFI-2015, Guía para la estructuración y redacción de Normas, que establece los aspectos de la evaluación de la conformidad que deberán considerar la Normas Oficiales Mexicanas, se propone los elementos necesarios para evaluar la conformidad de la NOM.

1.4 Estimación del impacto en la industria mexicana que puede tener

ante un cambio en las especificaciones del gas natural.

Resulta de vital importancia garantizar la homogeneidad del producto inyectado en los ductos para impulsar el desarrollo del mercado nacional de gas. Es por eso que, en este estudio se analizan los diferentes parámetros que determinan la calidad del gas y sus afectaciones, se muestran las tendencias y consecuencias que pueden ocurrir al variar algún parámetro en específico por ejemplo: la ocurrencia de puntas amarillas, combustión incompleta y potencial para emisiones incrementadas de NOx y CO.

Por lo anterior, en este estudio se describen los parámetros que son considerados relevantes para los diferentes procesos y es relevante su regulación en sus límites de concentración;

Índice de Wobbe (𝐼𝑊): Es la medida más común de la intercambiabilidad de un gas, a nivel mundial. Está definido por:

IW = Poder calorífico del gas/(densidad relativa del gas)½

Es la medida del flujo de energía a través de un orificio y es un parámetro ampliamente aceptado para estimar y comparar las características de combustión de diferentes gases.

Este índice (𝐼𝑊) representa el flujo de energía del gas que es inyectado a presión constante a un quemador. Cuanto mayor sea su valor, mayor será la energía asociada al flujo de gas que pasa a través de un orificio o inyector que alimenta a un quemador. La designación de un valor máximo para el índice de Wobbe se enfoca al control de los fenómenos de combustión incompleta como las puntas amarillas, la generación de altas concentraciones de monóxido de carbono y la deposición de hollín. Por otra parte, la designación de un valor mínimo para el índice de Wobbe se orienta a los fenómenos de



15/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

desprendimiento y retroceso de llama. En EE.UU. y Canadá, este parámetro tiene como límite inferior entre 47.2 y 49 MJ/m3 y como límite superior entre 51.1 y 52 MJ/m3. En Europa, el intervalo recomendado por EASEE-gas es de entre 45.4 y 54 MJ/m3.

Poder calorífico: Es la cantidad de energía térmica producida por la combustión completa a presión constante de una unidad de volumen medido en base seca de gas natural con aire. Está clasificado en dos variantes: superior (PCS) e inferior (PCI), y la diferencia entre ambos es el calor el calor latente de vaporización del agua, por lo que el inferior indica la cantidad de calor máxima que se puede aprovechar de un combustible. No se regula en Europa y sí en Estados Unidos y Canadá. El gas natural se vende por MJ entregado.

A mayor poder calorífico de un gas, será necesaria menor cantidad en masa o volumen para generar una determinada cantidad de energía de combustión, mientras que a menor poder calorífico, la cantidad requerida será mayor, por lo que un gas de mayor poder calorífico se traducirá en un menor costo de operación del proceso en cuestión; es decir las implicaciones del consumo de gas con menor poder calorífico para la industria son que se requerirá transportar y utilizar mayor volumen para obtener la misma cantidad de energía. Existen diversos métodos estandarizados para determinar el poder calorífico. La especificación de poder calorífico la establecen con el fin de satisfacer los requisitos energéticos del consumidor a un costo comercialmente aceptable y queda convertida en parte integral del negocio de transporte y distribución de gas natural y en algunos contratos de compraventa.

Nitrógeno (N2): Es un gas inerte que tiene un efecto de dilución. Algunas consecuencias del mayor contenido de N2 son la disminución del poder calorífico y del índice de Wobbe. En el transporte se incrementa su costo al aumentar el volumen transportado, ya que es un elemento que no aporta energía. En la combustión en calderas, motores y turbinas de gas se pierde eficiencia al utilizar parte de la energía en calentar un elemento que será emitido a la atmósfera a alta temperatura, también impacta a la eficiencia el tener que aumentar el flujo de combustible para compensar una reducción en la temperatura de flama y en el poder calorífico del gas. Asimismo, aumenta las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) térmicos, particularmente en equipos no configurados con quemadores de bajo NOx. Los NOx son precursores de formación de ozono en la atmósfera y resultan en compuestos contaminantes. Los principales fabricantes de turbinas establecen un límite de 5 % en este parámetro.

Ácido sulfhídrico (H2S): Su contenido está en función del origen del gas, así como del proceso empleado en el tratamiento del gas y puede causar problemas en las tuberías y en el uso final del gas natural. Este componente del gas natural es tóxico por lo que su concentración está controlada por especificación. Durante la combustión del gas natural esta especie contribuye a la formación de dióxido de azufre (SO2), que a su vez puede dar lugar a la formación de ácido al entrar en contacto con agua generando un amplio impacto de acidificación en el suelo, en las aguas superficiales, en los organismos vivos y en las estructuras o edificaciones y puede llegar a presentar toxicidad en los humanos dependiendo de las concentraciones y del nivel de exposición. El H2S a determinadas concentraciones en el gas natural, en contacto con el metal de los gasoductos y en



16/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

presencia de agua, puede provocar corrosión acelerada en la tubería, siendo sulfuro de hierro el producto de la reacción entre H2S y el óxido de hierro. Este sulfuro es un sólido negro que puede arder espontáneamente cuando es expuesto al aire. El nivel seguro de H2S en gasoductos es de 4 ppm (5.7 mg/m3)1.

Azufre total: Es la suma total de los compuestos de azufre presentes en el gas natural. Algunos compuestos de azufre en presencia de agua causan la corrosión del acero y las aleaciones de aluminio. El ácido sulfhídrico (H2S) es el compuesto más crítico con respecto a la corrosión. La cantidad de azufre en el gas natural estriba, en que, por su naturaleza, los productos de las reacciones en la que participa generan los mismos inconvenientes que los del H2S promoviendo la formación de sulfuros de hierro. EASEE-gas recomienda un límite de 30 mg/m3 en Europa, mientras que en Estados Unidos y Canadá el espectro de estos límites es muy amplio y está entre 17 y 460 mg/m3. Por otra parte, para uso vehicular, se tiene la necesidad de mantener el control de la concentración de esta especie, por su efecto nocivo sobre el desempeño de los catalizadores utilizados en motores que operan con gas natural, los cuales son muy sensibles a la presencia de azufre. El azufre en motores de GNV, inhibe fuertemente la oxidación de metano por encima del efecto de los catalizadores de paladio (utilizados para disminuir la salida a la atmósfera de gases hidrocarburos no quemados), en cantidades relativamente bajas (1 ppm en masa) de azufre.

Dióxido de carbono (CO2): La remoción del CO2 se hace principalmente para controlar el poder calorífico del Gas Natural y para evitar el cambio de fase de CO2 en los flujos de gas. La presencia de este componente, a determinadas concentraciones puede producir corrosión por la interacción con agua formando ácido carbónico (H2CO3). Para evitar efectos corrosivos esta concentración debe ser menor a 3% en volumen. Este límite se ha establecido principalmente por las recomendaciones dadas en el estándar NACE MR0175, donde se especifica una aproximación de la condición de corrosión en tuberías a partir de la presión parcial del CO2 en el gas natural.

Máximo de inertes (%N2 + %CO2): Los inertes son gases no combustibles que normalmente están presentes en cantidades muy pequeñas, y son componentes que no participan aportando energía en el proceso de combustión, al contrario, su presencia disminuye el poder calorífico del gas y también tiene un gran impacto sobre el índice de Wobbe a través de su densidad, lo cual es evidente al comparar las densidades relativas de los inertes y las de gases combustibles; la densidad de los inertes es superior a la del metano. Si están presentes en el gas en una concentración alta, su índice de Wobbe es bajo y afectará la eficiencia de su combustión.

Oxigeno (O2): Su presencia en el gas natural se suele atribuir a la contaminación durante las diferentes actividades de la cadena del gas, o al nitrógeno o al aire inyectado como medio para moderar el índice de Wobbe. En presencia de agua libre y compuestos de

1 The Science behind Oil and Natural Gas Pipeline Corrosion and Coatings, Chikezie Nwaoha, dec 26, 2017

https://www.corrosionpedia.com/the-science-behind-oil-and-natural-gas-pipeline-corrosion-and-coatings/2/6682)

https://www.corrosionpedia.com/the-science-behind-oil-and-natural-gas-pipeline-corrosion-and-coatings/2/6682



17/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

azufre, el oxígeno del gas natural puede promover la corrosión de metales en tuberías y en sus sistemas asociados. Puede también contribuir a promover la actividad bacteriana que es generadora de H2S (corrosivo). El límite seguro para las turbinas de gas de 0.2 % mol. Para motores a gas este límite es de entre 0.5 y 1 % mol.

% Humedad: La especificación de contenido de agua en el gas natural es necesaria para prevenir la condensación de agua libre y la formación de hidratos en los gasoductos y en general en las plantas de proceso principalmente en las que operan a bajas temperaturas. Se establece como la masa de agua por unidad de volumen de gas, presente en éste. La cantidad de agua de saturación depende de la composición química del gas o en otros términos de la densidad relativa (gravedad específica), así como de la presión y temperatura de flujo de la corriente de gas. Las condiciones que determinan el máximo contenido de agua son la máxima presión de operación de la línea o del proceso y la temperatura mínima a la cual puede estar sometida la corriente de gas. El agua juega un papel importante en el disparo de procesos de corrosión, particularmente cuando están presentes H2S, O2, CO2 2,3. Sin embargo, no es el agua en estado gaseoso la que presenta el mayor problema, sino el agua condensada. Esto no significa que el agua en estado gaseoso sea útil, pues aparte de los problemas de corrosión, el agua disminuye el poder calorífico del gas, incrementa los costos de transporte y disminuye la eficiencia de procesos de combustión. Si está presente en una cantidad excesiva puede causar corrosión del acero del gasoducto, y pueden presentarse otros efectos como condensación de vapor de agua, afectando la operación y funcionamiento de válvulas, analizadores, compresores y medidores. En Estados Unidos de América y Canadá el límite aceptado está entre 64 y 112 mg/m3.

Punto de rocío de hidrocarburos: Es un factor importante que limita el máximo nivel permisible de hidrocarburos pesados (propano, butano, pentano, etc.) en el suministro de gas. La ISO-14532 define al DPHC como “la temperatura por encima de la cual no ocurre ninguna condensación de hidrocarburo a una presión especificada”. El API 14.1 indica “que es temperatura en la cual los condensados de hidrocarburos comienzan a formar un deposito visible de gotas en la superficie, cuando el gas se enfría a una presión constante“. La medición del DPHC es importante para prevenir: a) la formación de hidratos y condensados, ya que su formación limitan los gasoductos y dañan los compresores y válvulas; b) Promueve la corrosión del ductos, generando fugas y fatiga mecánica del material; c) Puede provocar obstrucciones en los sensores de medición. El control de este parámetro es el método preferido para controlar la formación de líquidos. La especificación normalmente refleja la temperatura ambiente esperada y, por consiguiente, el riesgo de que ocurra condensación de hidrocarburos pesados. En Europa, el valor se define en -2°C a 27 bar(g) (EASEEg).

2 Hagarová M.1, Cervová J.1, Jaš F., “Selected types of corrosion degradation of pipelines, Czech Asociación of Corrosión Engiiners, Koroze a

ochrana materiálu 59(1) 30-36 (2015) 3 N. Sridhar, D.S. Dunn,* A.M. Anderko, M.M. Lencka,** and H.U. Schutt, “Effects of Water and Gas Compositions on the internal corrosion of Gas

Pipelines-Modeling and Experimental Studies”, CORROSION–Vol. 57, No. 3, 2001



18/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

El punto de rocío (temperatura) de hidrocarburos aumenta con el contenido de hidrocarburos pesados, en la medida que los hidrocarburos son más pesados, estos tienen una menor presión de vapor, mayor densidad y mayor poder calorífico.

Partículas sólidas: Causan contaminación, obstrucción y erosión de los sistemas de alimentación de vehículos y de las aberturas de los inyectores de quemadores industriales. Cuando el gas natural se destina para su uso como combustible de turbina, las partículas sólidas pueden causar erosión de las partes que circulan el gas caliente.

Partículas líquidas: Causan alteraciones bruscas en la temperatura de la flama y en la carga de la turbina de gas, inconvenientes de la flama debido a que puede generar núcleos de condensación de las fracciones más pesadas del gas natural. Cuando la presencia de fase líquida es identificada en el gas en las turbinas de gas, se utilizan separadores y se calienta el flujo con el fin de vaporizar la fase líquida.

Por otro lado, se han realizado estudios sobre las afectaciones de diversos parámetros de calidad del gas natural en equipos de combustión que utilizan este combustible. Los parámetros más importantes son el índice de Wobbe, el poder calorífico para los equipos industriales, mientras que para los motores de combustión interna es el número de metano.

Los problemas de combustión son más acentuados en el caso de emplear un gas con alto índice de Wobbe en un equipo provisto con ajuste para un gas pobre. Esta combustión requeriría una cantidad mayor de aire a la que está ajustada para que sea completa.

Un aspecto importante a considerar tiene que ver con el efecto de la altitud sobre la combustión, pues al existir menor contenido de oxigeno la combustión no es completa.

Se considera en varias regiones que el índice de Wobbe es la mínima especificación de intercambiabilidad que debería ser implementada para un control básico de la intercambiabilidad y que complemente las especificaciones de calidad de gas

Dada la diversidad y el alto grado de optimización en la utilización industrial del gas natural, no siempre es fácil predecir cómo podría responder a cambios en la calidad del gas una aplicación específica. Hay algunos procesos industriales que son más sensibles a los cambios hacia un índice de Wobbe mayor.

En el sector industrial el empleo de un gas natural con menor poder calorífico hará necesario una mayor cantidad en masa o volumen para generar una determinada cantidad de energía durante la combustión, mientras que a mayor poder calorífico, la cantidad requerida será menor, por lo que un gas de menor poder calorífico se traducirá en un mayor costo de operación del proceso en cuestión.

Por el otro lado, en el transporte por ducto, un gas natural con mayor presencia de inertes implicará mover un mayor volumen para obtener la misma cantidad de energía, lo que aumentará los costos del transporte de gas natural por uso de energía en el bombeo.

Este estudio también presenta un análisis de las afectaciones a diversos procesos industriales y dada la diversidad y el alto grado de optimización en la utilización industrial del gas natural, no siempre es fácil predecir cómo podría responder a cambios en la calidad



19/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

del gas una aplicación específica. Hay algunos procesos industriales que son más sensibles a los cambios hacia un índice de Wobbe mayor, estos son:

Producción de vidrio flotado

Producción de fibra de vidrio

Hornos con atmósferas controladas

Procesos de cerámica y vidriado o porcelanizado

Procesos textiles de llama directa

Las industrias más afectadas por cambios de entre 3% y 10% en el poder calorífico o índice de Wobbe son las del plástico, fundición de vidrio, hornos de cal, hornos de porcelana y tratamientos térmicos.

Variaciones de entre 5 y 10% afectan en menor medida a las calderas de tubos de agua y a los hornos de fundiciones metálicas no ferrosas, al recalentamiento de metales, al pulido y refinado del vidrio y a la cocción de ladrillos.

Los impactos por la variación en la composición del gas natural dependen de la tecnología de combustión empleada en los diferentes equipos. Los procesos que involucran el proceso de combustión, ya sea en sistemas industriales, comerciales o domésticos, están “afinados” y optimizados para tipos o composiciones específicas de combustible.

Los cambios en el poder calorífico y el índice de Wobbe afectan la potencia de salida y/o la relación aire/combustible del proceso de combustión.

Si un quemador es alimentado con un gas con un índice de Wobbe más alto que el índice para el cual fue diseñado, podría resultar en pérdida de eficiencia de la combustión, ya que ocurrirá combustión incompleta debido a la falta de oxígeno.

En contraste, si un quemador se alimenta con un gas con un índice de Wobbe más bajo, podría resultar en cambios en los niveles de emisión de contaminantes ya que el nivel de exceso de aire se incrementa sustancialmente, y en pérdida de eficiencia porque se incrementa el nivel de oxígeno en los gases de combustión.

El aumento no controlado del IW puede ocasionar disminución de la vida útil y confiabilidad de la turbinas de combustión, así como disminución del desempeño de las calderas, y daño a intercambiadores de calor por depósitos de hollín

En general, los siguientes aspectos relacionados con el fenómeno de combustión y con las características de las emisiones, se ven afectados al presentarse variaciones en la composición del gas:

• Dinámica de la combustión (inestabilidad de la flama por fluctuaciones de presión y vibración, retroceso de flama, desprendimiento de flama)

• Combustión incompleta (producción de CO, puntas amarillas) • Niveles más altos de emisiones contaminantes (CO, NOx, hidrocarburos no

quemados) • Eficiencias más bajas • Problemas de ignición



20/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

• Problemas termoacústicos El gas natural se vende por MJ entregado. A mayor poder calorífico de un gas, será necesaria menor cantidad en masa o volumen para generar una determinada cantidad de energía de combustión, mientras que a menor poder calorífico, la cantidad requerida será mayor, por lo que un gas de mayor poder calorífico se traducirá en un menor costo de operación del proceso en cuestión; es decir las implicaciones del consumo de gas con menor poder calorífico para la industria son que se requerirá transportar y utilizar mayor volumen para obtener la misma cantidad de energía.

A partir del monitoreo de la composición química del gas natural (que incluye la medición

de metano y etano), es posible monitorear de manera indirecta algunos parámetros de

calidad del gas mediante medio métodos y modelos termodinámicos. Las estimaciones de

los parámetros de calidad del gas mencionados deben realizarse a condiciones de

referencia definidas en la norma vigente.

El metano y etano se determinan mediante la cromatografía de gases, la cual proporciona

información detallada de la composición del gas natural. La norma ISO-10723 define el

procedimiento que debe utilizarse para evaluar el funcionamiento de un cromatógrafo de

gases. Los cromatógrafos de gas son muy útiles y potentes, tienen la capacidad potencial

de analizar cualquier mezcla de componentes, siempre que puedan existir en la fase

gaseosa a temperaturas inferiores a 200 grados °C.

A partir de la composición química es posible estimar los siguientes parámetros de calidad

del gas natural:

• Índice de Wobbe (mínimo y máximo) y su variación diaria, implica la estimación del poder calorífico (superior e inferior), así como su respectiva densidad relativa

• Contenido de N2 y CO2

• Contenido de oxígeno (O2)

• Temperatura de rocío de hidrocarburos

• Humedad (contenido de H2O)

• Contenido de ácido sulfhídrico (H2S)

• Contenido de azufre Total (S)

Para monitorear la composición química del gas natural, se requiere un sistema de

cromatografía en línea que permita analizar la muestra de gas de manera continua con

promedios de 5 a 10 minutos. En el mercado existen equipos cromatográficos que

incorporan un detector de Ionización de flama (FID) por sus siglas para medir las

concentraciones de hidrocarburos C1 a C12 y otro detector de conductividad térmica (TCD

por sus siglas en inglés) para obtener las concentraciones de N2, CO2, O2 y H2S).

El contenido de agua es posible determinarlo con analizadores electrónicos continuos que

funcionan respaldados por el método ASTM D-5454.



21/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

La estación de medición en debe contar con los sensores adecuados para la medición de

la presión, temperatura y flujo del gas natural que es transportado en el ducto, información

requerida para el cálculo de las propiedades a condiciones de referencia, el control

operacional y de aspectos de seguridad del sistema de ductos. Adicionalmente, la

tecnología actual permite acoplar un software a los equipos de medición puede para

mostrar los parámetros medidos directamente y calcular aquéllos que son estimados

indirectamente.

Por otro lado, PEMEX Transformación Industrial manifestó a la CRE, que el etano tiene un

valor comercial mayor al del gas natural, por lo cual deben recuperarlo al máximo posible

para su uso posterior en procesos petroquímicos.

Con base en lo anterior, la Norma de calidad de gas natural en México contiene cinco

parámetros que podrían adecuarse:

- Poder calorífico. Este parámetro es utilizado para fijar el precio del gas natural, sin

embargo para efectos de calidad, el índice de Wobbe es un parámetro que puede

utilizarse para evaluar la intercambiabilidad de diferentes calidades de gas natural,

es decir, sí dos corrientes de gas natural tienen el mismo índice de Wobbe son

intercambiables, por lo cual se sugiere incluir solamente índice de Wobbe.

Porcentaje de nitrógeno. Es redundante con el parámetro del total de inertes (CO2

y N2) y el límite en el contenido de dióxido de carbono (CO2). Se recomienda incluir

solamente Total de inertes.

- Porcentaje de metano. Las especificaciones del poder calorífico y del índice de

Wobbe proveen lo necesario respecto a las características de combustión del gas

natural. Además, no está regulado en Europa y en EE.UU. Se recomienda eliminar

este parámetro.

- Porcentaje de etano. Del mismo modo que en el caso del metano, el poder

calorífico y el índice de Wobbe proveen lo necesario respecto a las características

de combustión del gas natural. Además, no está regulado en Europa y en EE.UU. Se

recomienda eliminar este parámetro.

- Variación máxima diaria del porcentaje de nitrógeno. Esta variación afecta al

poder calorífico y al índice de Wobbe. Sin embargo, ya que está establecida en la

NOM una variación máxima del índice de Wobbe y un contenido máximo de inertes

totales, se recomienda eliminar este parámetro.

Considerando los cambios recomendados a los parámetros analizados para la actualización de la Norma NOM-001, se esperaría que los impactos en la industria mexicana sean positivos en el sentido de que se reducirán gradualmente los impactos por corrosión, operación de gasoductos y en los equipos que utilizan el gas natural. La reducción gradual del porcentaje de nitrógeno en el gas natural de la Zona Sur, permitirá



22/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

transportar un mayor contenido energético y cumplir en el uso final con las especificaciones de los principales fabricantes de turbinas.

1.5 Estimación del impacto que pueden tener los parámetros más

críticos del gas natural. Con base en las propuestas de modificación a las especificaciones de la NOM-001, se realizó la evaluación del impacto esperado en la industria a nivel nacional por la adopción de nuevas especificaciones del gas natural, con base en un estudio costo-beneficio, incorporando información disponible, así como en un análisis de la experiencia internacional, y considerando las fuentes actuales de gas natural en el país.

De la comparación de los resultados de los cuatro escenarios analizados, se desprende que la Escenario Alterno 3 (¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.), consistente en la instalación de dos trenes de Unidades de Remoción de Nitrógeno (NRU) es la que presenta mayor relación beneficio-costo.

Tabla 1.5.1. Resumen comparativo de escenarios evaluados.

Concepto

Escenario Base

Producción con gas natural con 15.52% de nitrógeno

Escenario Alterno 1

Importación vía gasoducto Texas-Tuxpan

Escenario Alterno 2

Importación desde Port Arthur Texas vía FRSU en Pajaritos, Ver.

Escenario Alterno 3. Instalación de dos trenes de NRU para acondicionar del gas a 6 % de N2

Valor presente de costos (MMUSD)

8,525 7,294 7,638 6,687

Valor presente de beneficios (MMUSD)

6,429 6,765 6,765 6,765

Beneficio/Costo 0.75 0.93 0.89 1.01

Fuente: Datos obtenidos del mismo estudio, IMP 2018.

Del análisis de las tablas de beneficios del Escenario Base y el Escenario Alterno 3, resulta que los consumidores pierden anualmente 26.3 MMUSD en el caso del sector eléctrico y 15.9 MMUSD para el sector industrial, ver ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., para lo cual resulta insuficiente la bonificación de 2.8 MMUSD anuales.

Estas pérdidas superan los costos de instalación de la planta NRU, como lo demuestra el hecho de que la relación beneficio-costo del Escenario Alterno 3 (B/C=1.01) sea mayor a la de la Escenario Base (B/C=0.75).

Para acondicionar el gas natural con un contenido de nitrógeno de 15.52%, la NRU requiere de una inversión de 336 MMUSD y unos costos de operación anuales de 38 MMUSD, tras lo cual se obtendría gas natural con un contenido de nitrógeno de 6%.



23/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 1.5.2. Resumen del análisis de beneficios para el Escenario Alterno 3

Concepto

(MMUSD/año)

Escenario Base

Producción con gas natural con 15.52% de nitrógeno

Escenario Alterno 3.

Instalación de dos trenes de NRU para acondicionar del gas a 6 % de N2

Beneficio por acondicionamiento del gas natural

Valor de la energía – Sector eléctrico

478.5 504.9 26.3

Valor del vapor – Sector industrial

273.8 289.7 15.9


1.6 Estudio sobre la utilidad de contar con un sistema de avisos para la

entrega de gas natural fuera de especificaciones.

Parte I.

Se realizó un análisis estadístico entre 2011 y marzo de 2018 de los principales parámetros establecidos en la NOM-001-SECRE-2010: contenidos de metano, etano, CO2, nitrógeno e inertes, poder calorífico, índice de Wobbe, temperatura del punto de rocío de hidrocarburos y ácido sulfhídrico.

El análisis de datos realizado durante los años 2011 a 2018 de la información proporcionada por la Comisión Reguladora de Energía presenta que siempre existen valores fuera de norma en alguno de los parámetros siguientes: metano CH4, dióxido de carbono CO2 nitrógeno N2, inertes: CO2 + N2, etano C2H6, temperatura de rocío de hidrocarburos, humedad, poder calorífico e índice de Wobbe (MJ/m3).

Una vez analizada la información de este documento, se sugiere que la adopción de un sistema de alerta dentro de la norma es conveniente, con la finalidad de prevenir que el gas natural cumpla con la calidad establecida en la Norma Oficial Mexicana que se expida para regular la calidad durante su, transporte, almacenamiento y distribución.

El sistema de alertas debe conformarse robustamente aprovechando los avances tecnológicos y la infraestructura existente, considerando la integración del monitoreo en línea a través de un sistema tipo SCADA. La experiencia internacional muestra que en Australia se emitió en un documento conocido como “Gas Quality Guidelines” que prevé el funcionamiento del sistema de alertas. No es materia de una Norma, sino de un protocolo de respuesta a desviaciones en la calidad del gas por parte del Operador Australiano del Mercado de Energía (AEMO). En EE.UU. y Canadá el Sistema de Alertas se rige por acuerdos mutuos contractuales.

Los términos de la NOM-001-nueva deben ser similares a los establecidos en la actual estableciendo tres tipos de alerta; Roja, emergencia Operativa y Emergencia Severa. Debe actualizarse la resolución 596/2014 y hacer cumplir a los suministradores y permisionarios con el marco regulatorio. La medición debe ser trazable, por lo tanto es importante que en la NOM se incluya un procedimiento de evaluación de la conformidad. Esta medición



24/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

permitirá identificar al responsable del almacenamiento, transporte y distribución, del gas natural fuera de las especificaciones reguladas en la NOM.

Parte II.

El 19 de marzo de 2010, la CRE publicó en el DOF la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural actualmente vigente. Por otro lado se emitió el 11 de agosto de 2014 la Resolución número RES/596/2014 que determina las medidas que deberán implementar los suministradores y permisionarios de sistemas de transporte, distribución y almacenamiento de gas natural para dar cumplimiento a lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural, así como el sistema de alertas para informar oportunamente a sus usuarios sobre la entrega de gas natural fuera de especificaciones.

En este documento se analizó la viabilidad técnica y económica de la implementación de un Sistema de Alertas en el SISTRANGAS.

A partir de este análisis, se concluyó que la adopción de un sistema de alertas es factible, con la finalidad de prevenir que el gas natural cumpla con la calidad establecida en la Norma Oficial Mexicana en su operación, transporte y comercialización.

El sistema de alertas puede conformarse robustamente aprovechando los avances tecnológicos y la infraestructura existente, considerando la integración del monitoreo en línea a través del sistema tipo SCADA.

El sistema SCADA puede incluir monitoreo de parámetros de la calidad del gas natural para que sean usadas por el sistema de alertas y que sea monitoreada en tiempo real.

El sistema de alertas es factible de que técnicamente pueda implementarse mediante un apartado que incluya las acciones que siguen los países como Australia (Notificar, Mitigar, Reducir, Reinstalar) y en su caso, elaborar un acuerdo de penalización por entregas de gas natural fuera de especificaciones, como se tiene implementado en Argentina.

La medición debe ser trazable, por lo tanto, es importante que en la NOM se incluya un procedimiento de evaluación de la conformidad. Esta medición permitirá identificar al responsable de la distribución, transporte o comercialización del gas natural fuera de las especificaciones reguladas en la NOM.

Desde el punto de vista económico, de acuerdo con información de CENAGAS, el monto de inversión requerido es de 3,472 USD/km y su mantenimiento es de 1,406 USD/km-año. Por lo anterior se concluye que es factible económicamente, ya que si SISTRANGAS lo puede incluir, cualquier otro operador debe cumplir al menos con los estándares de CENAGAS.

1.7 Análisis sobre las diferencias máximas entre valores de equipos en

línea y mediciones de laboratorios acreditados. Mediante la aplicación de diferentes metodologías y pruebas estadísticas a la base de datos, desarrollada a partir de la información proporcionada por la CRE de las diferencias



25/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

entre las mediciones de calidad reportadas por los equipos en línea y aquéllas reportadas por los laboratorios para los mismos sitios y fechas en el año 2015, se puede determinar que:

El metano como parámetro de calidad del gas natural medido un laboratorio tiene una reproducibilidad y buena aproximación con la medición en línea del permisionario, el conjunto de datos tiene una correlación de 0.59 y una pendiente de 0.856, aunque existen algunos datos que están fuera del intervalo de confiabilidad del 95%. Al aplicar las diversas pruebas estadísticas, para contrastar la prueba de hipótesis nula (no existen diferencias estadísticamente significativas) y la alterna (si existen diferencias estadísticamente significativas). Las mediciones efectuadas por el permisionario y el laboratorio en el mismo punto y fecha no tienen diferencias estadísticamente significativas, existiendo una similitud aproximadamente del 70%.

Para el caso del oxígeno, cabe hacer mención, que el conjunto de datos de las mediciones realizadas por el permisionario y el laboratorio son pocas, solo existen 11 parejas de datos (mediciones del permisionario y del laboratorio), por ello no es posible determinar si existe o no una diferencia estadísticamente significativa. Este parámetro de calidad del gas natural ha tenido dificultades de medición por parte del permisionario.

Con respecto a las mediciones de dióxido de carbono realizadas por el permisionario y el laboratorio, existe una buena correlación (0.777) y una pendiente de 0.876, valores estadísticos que indican una aceptable relación entre las mediciones, existen pocos valores que se salen del rango de confiabilidad (0.95 nivel de confiabilidad). Los resultados de las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

Las mediciones de nitrógeno realizadas por el permisionario y el laboratorio tienen una correlación de 0.543 y una pendiente de 0.641, existen valores que están fuera del rango de confiabilidad (0.95 nivel de confiabilidad), se observa que los valores menores a 0.7 %vol. de nitrógeno se aproximan más al rango de confiabilidad, por el contrario al aumentar la concentración de nitrógeno los valores se alejan del rango de confiabilidad (el laboratorio sobre estima el valor medido por el permisionario). Las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

El parámetro de inertes totales medidos por el permisionario y el laboratorio tienen una aceptable correlación, siendo de 0.644 y una pendiente de 0.705, existen algunos valores que se salen del rango de confiabilidad (0.95 nivel de confiabilidad). Los resultados de las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas entre ambas mediciones, obteniendo una similitud aproximadamente del 90%.

La correlación entre el etano medido por el permisionario y el reportado por el laboratorio es buena, siendo de 0.794 y una pendiente de 0.914, aunque existen algunos valores que se salen del rango confiabilidad. Las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para



26/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

Por lo que respecta al parámetro de la temperatura de roció de hidrocarburos, el factor de correlación medida por el permisionario y el laboratorio es de 0.198 con una pendiente de 0.397, ambos valores están afuera de los rango de aceptabilidad, un factor de correlación bajo indica que existe mucha dispersión entre los datos. Una pendiente inferior a 0.5 indica que no existe una buena relación entre las mediciones. Las pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna, indican que si existen diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones del permisionario y el laboratorio, llegando a obtener una similitud de 20%. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada, se debe de revisar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

El parámetro de la humedad, tiene un factor de correlación de 0.186 y una pendiente de 0.586 entre la medición del permisionario y el laboratorio, en particular el factor de correlación es bajo y varios valores están a fuera del rango de confiabilidad, es decir hay mucha dispersión entre los datos. Los resultados de las diversas pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que si existen diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones del permisionario y el laboratorio, llegando a obtener una similitud de 40%. La medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada.

La medición del parámetro del poder calorífico superior (PCS) mínimo, realizado por el permisionario y el laboratorio tiene un factor de correlación de 0.15 y una pendiente de 0.816, en particular el factor de correlación es muy bajo. Se observa en su respectivo gráfico, dos agrupamientos, uno por abajo de la pendiente ideal de 1.0 y varios valores están a fuera del rango de confiabilidad, es decir hay mucha dispersión entre los datos. Los resultados de las diversas pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que si existen diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones del permisionario y el laboratorio. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada. La medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

Para el poder calorífico superior (PCS) máximo, se identificó que diversos permisionarios y laboratorios reportan valores idénticos entre el PCS mínimo y el PCS máximo, solo en algunos casos no sucede esta situación. El factor de correlación es de 0.187 y una pendiente de 0.406. Los resultados de las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 70%.

Las mediciones del índice de Wobbe mínimo realizadas por el permisionario y el reportado por el laboratorio son adecuadas, el factor de correlación es de 0.514 y una pendiente de 0.621, existen algunos valores que se salen del rango de confiabilidad del 95%. Los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.



27/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Las mediciones del índice de Wobbe máximo efectuadas por el permisionario y el reportado por el laboratorio son adecuadas, el factor de correlación es de 0.5 y una pendiente de 0.613, existen algunos valores que se salen del rango y de la zona de confiabilidad 95%. Los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna, indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 70%.

Con respecto a las mediciones del Ácido sulfhídrico efectuadas por el permisionario y el laboratorio, se obtiene un factor de correlación de 0.47 y una pendiente de 0.559, ambos valores son bajos, indicando poca relación entre ambas mediciones. Este parámetro tiene poca cantidad de datos (38) y es menor que en los casos previos, hay varios datos faltantes por parte del laboratorio y no guardan una buena similitud entre las mediciones. Se observa que entre menor sea el valor de concentración de H2S (0.3) existe mejor relación entre ambas mediciones; por el contrario al aumentar el valor de 0.3 las diferencias en general son mayores. Debido al bajo conjunto de datos, los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna pueden tener un sesgo. Se obtiene una similitud aproximadamente del 60%. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada, la medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

Para el caso del azufre total, existen pocos datos para hacer una comparación más robusta, existen solo 7 conjuntos de datos, y el 50% de dicho conjunto son valores de cero. Por lo anterior los factores de correlación y la pendiente no son representativas de la relación que existe entre las mediciones realizadas por el permisionario y el laboratorio. Debido al bajo conjunto de datos, los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna pueden tener un sesgo, pero en general indican que si existen diferencias significativas entre las mediciones. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada, la medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

En conclusión el análisis estadístico indica que de los 14 parámetros medidos, 8 (metano, dióxido de carbono, nitrógeno, total de inertes, etano, poder calorífico superior máximo, índice de Wobbe mínimo e índice de Wobbe máximo) muestran una buena correlación entre las mediciones del permisionario y el laboratorio, no existiendo diferencias estadísticamente significativas. Hay 4 parámetros de calidad del gas natural (temperatura de rocío de hidrocarburos, humedad, poder calorífico superior mínimo y ácido sulfhídrico) que presentan diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones realizadas por el permisionario y el laboratorio. Además, existen 2 parámetros (oxígeno y azufre total) con pocos datos que no permiten realizar una certera categorización para determinar si hay diferencias estadísticamente significativas, pero si siguieren que se debe de mejorar las mediciones de dichos parámetros, en el caso del azufre total el permisionario realizó estas mediciones en sus instalaciones.



28/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

2. Soporte documental de las especificaciones actuales y futuras

2.1 Parámetros de calidad del gas natural Poder calorífico superior (PCS):Cantidad de energía liberada en forma de calor, en la combustión completa de una cantidad definida de gas con aire, a una presión constante y con todos los productos de combustión volviendo a la temperatura original de los reactivos. El agua que se forma durante la combustión está en estado líquido.

Poder calorífico inferior (PCI): Cantidad de calor liberada en forma de calor, en la combustión completa de una cantidad definida de gas con aire, a una presión constante y con todos los productos de combustión volviendo a la temperatura original de los reactivos. Todos los productos, incluida el agua formada durante la combustión, están en estado gaseoso. El poder calorífico superior difiere del inferior debido al calor térmico causado por la condensación de agua.

Densidad relativa: El cociente entre la masa de gas contenida en un volumen arbitrario y la masa de aire seco que debe ocupar el mismo volumen en condiciones normales de temperatura y presión.

Índice de Wobbe: Desarrollado en 1927 por Goffredo Wobbe, el índice de Wobbe es el parámetro simple más conocido y de mayor importancia en la intercambiabilidad de gases; muchas veces es denominado “factor de intercambiabilidad”. Se basa en el poder calorífico y la densidad relativa del gas (gravedad específica) y su relación con la entrada de energía al quemador. Se determina mediante el cociente entre el poder calorífico superior y la raíz cuadrada de la densidad relativa bajo las mismas condiciones de temperatura y presión de referencia. Está definido por:

IW=Poder calorífico del gas

(Densidad relativa del gas)½

El índice de Wobbe, es la cantidad de energía disponible en un sistema de combustión por medio de un inyector de orificio, la cantidad de energía disponible es una función lineal del índice de Wobbe; es decir este índice describe el fenómeno de flujo de gas a través de un orificio de área constante que funciona como inyector o puerto de entrada de energía a un quemador.

Este índice (IW) representa la energía del gas que es inyectado a un quemador; cuanto mayor sea su valor, mayor será la energía asociada al flujo de gas que pasa a través de un orificio o inyector de un tamaño determinado que alimenta un quemador.

Dos gases que presentan distintas composiciones, pero tienen el mismo índice de Wobbe, harán disponible la misma cantidad de energía a un quemador de orificio a la misma presión.

Comúnmente se utiliza el índice de Wobbe y la densidad relativa como parámetros de calidad del gas natural, aunque el PCS sigue siendo un parámetro relevante para efectos de facturación por su consumo.



29/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tradicionalmente los valores del índice de Wobbe y de la densidad relativa se han basado en consideraciones de seguridad aplicables a los equipos de combustión de gas y suponen un bajo contenido de hidrógeno. Variaciones de dichos valores pueden presentar riesgos para la seguridad y de desempeño.

El índice de Wobbe presenta grandes variaciones en algunos países, lo que puede tener un efecto sobre la eficiencia, el nivel de emisiones de los equipos y la operatividad de las redes de transmisión y distribución.

La variación del intervalo de este parámetro tendría efectos diversos en los países y podría requerir de una de las siguientes medidas:

Cambios en la legislación nacional.

Gestión con los usuarios finales de equipos industriales y domésticos (por ejemplo,

conversión, ajuste o sustitución).

Cambios en las prácticas y frecuencia de mantenimiento.

Ajustes y/o mezcla de gas.

Los intervalos recomendados del índice de Wobbe y la densidad relativa están orientados a cubrir los requisitos para un funcionamiento seguro y óptimo de los quemadores. Existen otros parámetros similares que se pueden utilizar por ejemplo, el Factor de combustión incompleto, Índice de hollín e Índice de flama amarilla, aunque, éstos cada vez se utilizan con menos frecuencia.

Azufre total, ácido sulfhídrico, sulfuro de carbonilo y mercaptanos: Es la suma total de los compuestos de azufre presentes en el gas natural. Algunos compuestos de azufre en presencia de agua causan la corrosión del acero y las aleaciones de aluminio. El ácido sulfhídrico (H2S) es el compuesto más crítico con respecto a la corrosión y se tratará por separado.

Ácido sulfhídrico (H2S): Su contenido está en función del origen del gas, así como del proceso empleado en el tratamiento del gas y puede causar problemas en las tuberías y en el uso final del gas natural. El H2S en presencia de oxígeno puede causar corrosión bajo presión, especialmente en lo que se refiere al cobre, y también puede ser perjudicial para los sistemas de transporte y en su uso. El H2S también reacciona en presencia de humedad formando el ácido sulfúrico (H2SO4), el cual incrementa la acción corrosiva en las tuberías de acero.

Oxígeno: Como se mencionó anteriormente, puede potenciar el fenómeno de corrosión en presencia de humedad; por ello se han establecido límites.

Dióxido de carbono: Gas contaminante presente en el gas natural. En ausencia de agua no es corrosivo, sin embargo, en presencia de humedad forma el ácido carbónico que produce corrosión en los sistemas de tuberías metálicas. El dióxido de carbono reacciona con el oxígeno y el ácido sulfhídrico incrementando la acción corrosiva; además reduce el poder calorífico del gas natural por dilución volumétrica.

Punto de rocío del agua: El punto de rocío es la temperatura a la que se produce la primera gota de líquido cuando el gas se enfría o comprime. Los componentes que pueden estar en fase líquida pueden ser agua, hidrocarburos o glicol, que tienen distintos puntos de



30/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

rocío. El requisito de seguridad más importante con respecto al gas natural es la temperatura del punto de rocío con el fin de evitar la formación de la fase líquida. El agua en estado líquido es el precursor de la formación de sustancias corrosivas, mediante la combinación de componentes de gas natural, concretamente CO2 y H2S. La combinación de agentes corrosivos y la presión de operación durante el transporte del gas pueden provocar desgaste en el metal y causar obstrucciones en el sistema de gas. Los compuestos en fase líquida que se forman, pueden obstruir también las líneas de instrumentación, las válvulas de control y los filtros.

Punto de rocío de hidrocarburos: El gas natural está compuesto principalmente por metano (CH4) mezclado con otros hidrocarburos y otros componentes. Durante el transporte y la distribución por tuberías el gas natural sufre cambios de presión y temperatura. Estos cambios pueden llevar a que hidrocarburos pesados (i.e. conocidos como C6+), si existen en cantidades suficientes, tomen su forma líquida. Dichos líquidos son indeseables para los sistemas de transporte y para los equipos de los usuarios, ya que pueden causar los siguientes efectos: a) pérdida de eficiencia en el transporte; b) riesgo de incendio y explosiones en los quemadores industriales; c) pérdida de eficiencia en los sistemas de combustión por taponamiento parcial de las boquillas; d) errores en los sistemas de medición. Esta situación se conoce como “formación de hidrocarburos líquidos” y la posibilidad de que tal situación se presente es medida en términos del “punto de rocío de hidrocarburos”. Las consecuencias por el contenido de compuestos en el gas natural que se pueden condensar:

Los compresores de gas giran a velocidades muy altas. Cualquier cantidad de líquido

presente, ocasiona daños a estos compresores.

La condensación de los hidrocarburos pesados tiene un impacto aún mayor en las

turbinas.

Hidrógeno: Las futuras operaciones de gas pueden dar lugar al uso de gases que contengan niveles significativos de hidrógeno u otros gases sintéticos o manufacturados. El mal funcionamiento del aparato puede ocurrir con la presencia de hidrógeno u otros gases que afectan la velocidad de la flama y su capacidad calorífica.

Impurezas: El gas natural suministrado no contendrá otros componentes ni impurezas en la medida en que no pueden transportarse, almacenarse y/o comercializarse sin un ajuste o tratamiento de la calidad.

Odorización: En su estado natural, el gas natural es inodoro, incoloro e insípido, sin embargo para advertir su presencia en caso de fuga se le administra un odorizante (mercaptanos) que le da el olor característico. En Europa, por ejemplo, al gas de alto poder calorífico no se le agrega odorizantes. Las prácticas de odorización son diferentes en cada país por razones de la estructura del negocio de suministro de gas y costo de operación.

Gases inertes: Los principales componentes inertes presentes en el gas natural son el dióxido de carbono (CO2) y el nitrógeno (N2). Su presencia en mezclas gaseosas reduce el poder calorífico, además de tener implicaciones en las detonaciones en los motores de los vehículos y, en consecuencia, el índice de metano.



31/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Nitrógeno: Elemento presente en el gas natural que ocasiona una reducción en su poder calorífico; en grandes concentraciones genera la formación de óxidos de nitrógeno al momento de la combustión, mismos que conducen a la producción de ozono en la atmósfera y resultan en compuestos contaminantes.

Número de metano: El número de metano indica la capacidad anti-detonante del gas natural resultante de su aplicación a los vehículos, y sus límites están sujetos a una comparación con el octanaje de la gasolina.

La potencia antidetonante es la capacidad del combustible producir detonaciones en los vehículos a la temperatura de operación y a los niveles de presión en la cámara de combustión del motor, causados por la compresión a la que está sometida la mezcla aire/combustible presentado.

Composición: Fracciones o porcentajes de masa, ya sean volumétricos o molares de los componentes principales, asociados componentes, trazas y otros componentes determinados mediante un análisis del gas natural. Para gases ideales la fracción volumétrica es igual a la fracción molar. El propano y los hidrocarburos más pesados tienen un poder calorífico, sobre una base volumétrica que es superior a la del metano.


Partículas líquidas: Causan alteraciones bruscas en la temperatura de la flama y en la carga de la turbina de gas, inconvenientes de la flama debido a que puede generar núcleos de condensación de las fracciones más pesadas delgas natural. Cuando la presencia de fase líquida es identificada en el gas en las turbinas de gas, se utilizan separadores y se calienta el flujo con el fin de vaporizar la fase líquida.

2.2 Métodos para determinar la calidad del gas natural La definición de las características del producto se obtiene mediante el uso de las normas de la American Society for Testing and Materials (ASTM), las emitidas por la Organización Internacional de Normalización (ISO), entre otras.

Los métodos para establecer el nivel de incertidumbre, repetitividad y reproducibilidad, establecidos por estas organizaciones se utilizarán como directrices para la aceptación de los resultados de los ensayos.

En la Tabla 2.1, se presenta un resumen de los organismos normativos de métodos de prueba implementados por país.



32/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 2.1. Resumen de metodos para medir las calidad delgas naturalinternacionalmente.

País CH4 Índice de Wobbe

Poder calorífico

Densidad relativa

CO2 N2 Azufre total H2S + COS RHS O2 Humedad Punto de rocío H2O

Punto de rocío HC

Número de CH4

Hg

Estados Unidos ASTM-D1945/GPA 2261

ASTMD-3588/GPA 2172

ASTMD-3588/GPA 2172

ASTMD-3588/GPA 2172

ASTM-D1945/GPA 2261

ASTM-D1945/GPA 2261/ ASTM D6522

ASTMD-4468 ASTMD-4810/ASTMD-4084

ASTM-D1945/GPA 2261

Canadá ASTM-D1945 ASTM-D3588 ASTM-D3588 ASTM-D3588 ASTM-D1945 ASTM-D1945 ASTM-D3246 ASTM-D1945

ASTM-D1142

México GPA 2286/ASTM D1 945-03/GPA 2261/ISO 6974-4

ISO-6976/GPA-2172/ASTMD-3588

ISO-6976/GPA-2172/ASTMD-3588

ISO-6976/GPA-2172/ASTMD-3588

GPA 2286/ASTM D1 945-03/GPA 2261/ISO 6974-4

GPA 2286/ASTM D1 945-03/GPA 2261/ISO 6974-4

ISO-6326-3/ASTMD-4468/ASTMD-5504-1/GPA-2199

ASTMD-4084-753/GPA-2199/ASTMD-5504-1

GPA 2286/ASTM D1 945-03/GPA 2261/ISO 6974-3

ASTMD-1142/ISO-18453/ISO-6327/ISO-18453

ASTMD-1142 ISO-6327/ASTMD-1142

EASEE-g ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Austria ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Bélgica ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Bulgaria ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Rep. Checa TPG G 902 02 TPG G 902 02 TPG G 902 02

ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

TPG G 902 02 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

TPG G 902 02 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Dinamarca ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Estonia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Finlandia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Francia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Alemania G 260 G 260 G 260 ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

G 260 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

G 260 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Grecia D1/1227 D1/1227 D1/1227 ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

D1/1227 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

D1/1227 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Hungría MSZ 1648 MSZ 1648 MSZ 1648 ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

MSZ 1648 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

MSZ 1648 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Irlanda ISO 6976 ISO 6976 ISO 6976 ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6974-5 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO 10101 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Italia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Letonia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192



33/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

País CH4 Índice de Wobbe

Poder calorífico

Densidad relativa

CO2 N2 Azufre total H2S + COS RHS O2 Humedad Punto de rocío H2O

Punto de rocío HC

Número de CH4

Hg

Lituania ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Luxemburgo ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Holanda ISO 6976/ GT-070127

ISO 6976/ GT-070127

ISO 6976/ GT-070127

ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6976/ GT-070127

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO 6976/ GT-070127

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Polonia PN-C-04753 PN-C-04753 PN-C-04753 ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

PN-C-04753 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

PN-C-04753 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Portugal ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Rumania ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Eslovaquia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Eslovenia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

España ISO 6976 ISO 6976 ISO 6976 ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6974-5 ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO 10101 ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Suecia ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Reino Unido ISO 6976/ISO 15970

ISO 6974-1 a 6/ISO 6975

ISO 6326-5/ISO 19739

ISO 6326-1/ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6326-3/ISO 19739

ISO 6974-3/ISO 6974-6/ISO 6975

ISO-6327/ISO-18453/ISO-10101 1 a 3

ISO-23874/ISO/TR-12148

ISO-14192

Australia ISO 6976 — AS 4564

ASTM D 1142-95

Argentina ENARGAS

ISO-6976/IRAM-IAPG A 6854

ASTMD-3588/GPA-2173/ISO-6976

AGA-3 y 7/GPA2172/ISO-6976

ASTM-D1945/GPA-2261/IRAM-IAPG A 6852

ASTM D 1945/GPA 2261/ ISO 6976/ IRAM-IAP A 6852

GPA-2377/IRAM-IAP A 6860/IRAM-IAP A 6861

GPA-2377/IRAM-IAP A 6860

ASTM-D1945/GPA-2261/IRAM-IAP A 6852

ASTM-D1142/IRAM-IAPG A 6856

GPA-2286

Brasil ASTMD-1945/ISO-6974/NBR-14903

ISO-6976/NBR-15213

ASTMD-3588/ISO-6976/NBR-15213

ASTMD-3588

ASTMD-1945/ISO-6974/NBR-14903

ASTMD-1945/ISO-6974/NBR-14903

ASTM-D5504/ISO-6326-3,5/ISO-19739

ASTM-D5504/ISO-6326-3

ASTMD-1945/ISO-6974/NBR-14903

ASTM-D5454

ASTM D 5454/ISO-6327/ISO10101-2,3/ISO11541

ISO-6570 ISO-15403-1

ISO-6978-1,2

Bolivia ASTMD-3588 ASTMD-3588 ASTM-D1945 ASTM-D1945 ASTM-D2385 ASTM-D1945

ASTM-D1142

Perú ISO-6976

PNTP-111.005/ISO-6976/GPA-2172

PNTP-111.005/GPA-2261

PNTP-111.005/GPA-2261

PNTP-111.008/ASTM-D5504/ASTM-D6228

PNTP-111.008/ASTM-D5504/ASTM-D6228

PNTP-111.006

Filipinas ASTMD-1945/ISO-6974

ISO-6976 ISO-6976/ASTM D3558

ISO-6976/ASTM D3558

ASTMD-1945/ISO-6974

ASTMD-1945/ISO-6974

ISO-6326/ASTM D5504

ISO-6326/ASTM D5504

ASTMD-1945/ISO-6974

China GB/Z 35474 GB/T 11062 GB/T 11062 GB/T 11062 GB/Z 35474 GB/Z 35474 GB/T 11060.4 SN/T 4115 SN/T 4115 GB/Z 35474 SY/T 7507 GB/T 17283

Irán GPA 2286/ASTMD-1945/GPA 2261

ASTMD-3588 ASTMD-3588 ASTMD-3588

GPA 2286/ASTMD-1945/GPA 2261/ASTM-4984

GPA 2286/ASTMD-1945/GPA 2261/ASTM-4984

ASTMD-6667/ASTMD-1072

ASTMD-4084/ASTMD-6228/ASTMD-4810

ASTMD-6228/ASTMD-1988/UOP-212/IGS-M-PM-101



ASTM-D1142



34/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Índice de Wobbe. En México se regula el índice de Wobbe con valores comparables a

los establecidos por las especificaciones europeas y de América del Sur, sin embargo,

no se regula su densidad relativa. En México se permite una variación de +/- 5 % que es

menor a lo establecido por la especificación europea EASEE-g (5.6%), mientras que

para Estados Unidos el rango de variación es de ± 4.0%.

En la Figura 2.1 se muestra la comparación del índice de Wobbe en diferentes países.

Figura 2.1. Intervalo de variación para el índice de Wobbe en diferentes países

Fuente: Elaboración propia.

Poder calorífico. No se regula en Europa y sí en EE.UU., Canadá, México, Argentina,

Brasil y Australia.

En la Figura 2.2 se muestra la comparación del índice de Wobbe en diferentes países.

Figura 2.2. Intervalo de variación para el poder calorífico en diferentes países


Inertes totales. La concentración de inertes totales en México es de 6 % en la Zona Sur

y 4 % en el resto del país, situación que es superada únicamente por Brasil, en donde la

concentración permitida es de 18 % (N2+CO2) para la Zona Norte.



35/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Nitrógeno. Está regulado para algunos operados en Estados Unidos y Canadá, así

como en México y Colombia, siendo el valor máximo el establecido para México en la

Zona Sur (6% vol).

Dióxido de carbono. El valor máximo es de 3% vol tanto para Norteamérica, Europa y

América del Sur.

Azufre total. La concentración de azufre total es variable a lo largo del mundo, oscila

entre 10 mg/m3 en Suecia y 460 mg/m3 para algunos operadores de ductos en Canadá.

En México es de 150 mg/m3. Sin embargo, la especificación europea de EASEE-g

establece un límite de 30 mg/m3 y la tendencia esperada es debajo de este valor.

H2S + COS. El valor límite actual en México es de 6mg/m3, que es comparable con los

valores de Europa, Estados Unidos y Canadá excepto para 5 operadores de Canadá y 2

de EE. UU.

O2: El valor límite actual en México es de 0.2 % mol, el cual es comparable con los

valores de EE.UU y Canadá, excepto para dos operadores de EE.UU. en los que este

valor es de 1 %. En Europa la concentración permitida oscila entre 0.001 (EASEE-g) y 3

% mol en el caso de Alemania, siendo su espectro muy amplio. Para América del Sur el

intervalo oscila entre 0.1 % mol (Argentina) y 0.8 % mol en Brasil-Norte.

Humedad. El valor límite actual en México es de 110mg/m3, que es comparable con lo

establecido por algunos operadores de EE.UU. En Canadá y para algunos casos de

EE.UU., este límite es 40 % menor, mientras que en Europa se regula el Punto de Rocío

de H2O en lugar de la humedad.

Punto de rocío de hidrocarburos. Temperatura a la cual ocurre la condensación de

hidrocarburos en el gas natural que corresponde al punto cricondentérmico del gas

natural, en México es de -2°C, tanto en la zona Sur como Resto del País.

El número de Wobbe es el parámetro más comúnmente empleado a nivel internacional para la intercambiabilidad de gas.

Existe la disyuntiva de ampliar el intervalo del índice de Wobbe para abarcar gases de diferentes especificaciones provenientes de diversas fuentes, de manera que no se restringiera su ingreso a las redes; sin embargo, esto conlleva a un alto riesgo de que los usuarios del gas experimenten problemas de combustión incompleta, formación de hollín y desprendimiento de flama, pérdida de eficiencia energética en procesos, entre otros.

En países como Estados Unidos y el Reino Unido, se restringe en gran medida la intercambiabilidad de gas, exigiendo que el índice de Wobbe se encuentre dentro de un intervalo de aproximadamente ±4%, requiriendo adicionalmente el cumplimiento de parámetros de intercambiabilidad suplementarios (AGA, Dutton), además de cumplir con los demás parámetros (Poder calorífico, temperatura de punto de rocío de hidrocarburos, contenido de inertes, etc.).

Por otra parte, hay países como Alemania, Holanda, Austria y España que aceptan intervalos amplios de índice de Wobbe entre un ±9% y un ±10%.



36/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

A nivel mundial, la mayoría de países han optado por emplear un intervalo de índice de Wobbe entre el ±4% y el ±5%, siendo que en algunos casos aplican limitaciones por regiones, como es el caso de Brasil y México.

El empleo de un intervalo de ±5% es común ya que corresponde a un valor “técnicamente razonable”, dentro del cual se espera que no ocurran problemas significativos de intercambiabilidad en equipos de combustión convencionales.

En la Tabla 2.2 se presentan los rangos aceptables de variación del índice de Wobbe en varios países.

Tabla 2.2. Rangos aceptables de variación del índice de Wobbe.

País Estándar Rango de variación

Estados Unidos NGC/AGA ± 4.0% Wobbe

Reino Unido GS(M)R ± 4.3% Wobbe

EASEE-gas CBP propuesta de calidad de gas ± 5.6% Wobbe

Francia Especificación de entrada al sistema de transmisión

± 7.0% Wobbe

Alemania Estándar Nacional ± 10.1% Wobbe

Italia Estándar Nacional ± 5.0% Wobbe

Corea Estándar Nacional ± 4.6% Wobbe

Nueva Zelanda Estándar Nacional ± 6.1% Wobbe

Emiratos Árabes Unidos Especificación de Abu Dhabi ± 3.0% Wobbe

Fuente: Elaboración propia a partir de: (BP, 2011)

En la Tabla 2.3 se presenta una comparación de las especificaciones de calidad de gas natural actuales, para varios países de América del Norte, Europa y América del sur.



37/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 2.3. Comparación de las especificaciones para gas natural en el mundo.

País

Índice de Wobbe

Poder calorífico

Densidad relativa

(Mín.-Máx.)

Dióxido de carbono (Máx.)

Nitrógeno y otros gases (Máx.)

Inertes totales (Máx.)

Azufre total

(Máx.)

H2S + COS

(Máx.)

RHS (Máx.)

O2 (Máx.)

Humedad (Máx.)

Punto de rocío H2O

(Máx.)

Punto de rocío Hidrocarburos

(Máx.) Mín. Máx. Mín. Máx.

MJ/m3 Adim. % mol % vol % vol mg/m3 mg/m3 mg/m3 % mol mg/m3 °C °C

América del Norte

Alianza EUA NE NE 36 NE NE 2 NE NE 114 23 NE 0.4 64 NE -5 °C

Empire (EUA) NE NE 35 45 NE 2 NE NE 458 23 NE 1 112 NE NE

GLGT (EUA) NE NE 36 40 NE 2 3 NE 458 6 NE 1 64 NE NE

Iroquois (EUA) 49 52 36 41 NE 2 2.75

(N2+O2) 4 (N2+CO2)

NE 29 6 NE 0.2 64 NE -9.4 °C

Northern Border (EUA) NE NE 36 NE NE 2 NE NE 46 7 NE 0.4 64 NE -20.6°C @5.5 Mpa -23.3°[email protected] Mpa -27.8°[email protected] Mpa

NWP (EUA) NE NE 37 NE NE 2 3 (Incluye CO2, O2)

NE 114 6 NE 0.2 112 NE -9.4°C @(0.69-6.9 Mpa)

PNGTS (EUA) NE NE 36 41 NE 3 4 (Incl. NE 458 6 NE 0.2 112 NE No especificado

SoCalGas (EUA) 47.7 51.6 37 43 NE 3

4 (Incluye

CO2,O2 e inertes)

NE 17 6 NE 0.2 112 NE Establecido en tarifa

SoCalGasL

Tennessee GPC (EUA) 49 52 36 41 NE 3

4 (incluye CO2, O2)

2.27 % N2 +CO2

NE 229 6 NE 0.2 112 NE -9.4°C

VIKING (EUA) NE NE 36 41 NE 3 4 (incluye

CO2) NE 458 6 NE 0.2 112 NE No especificado

Canada Mainline (Canadá) 47.23 51.16 36 41 NE 2

Ver TCPL Tarifa de la

línea principal

NE 115 23 NE 0.4 65 NE Máx. -10°C @ 5.5 MPa

Ducto NGTL/ATCO (Canadá) NE NE 36 NE NE 2 NE NE 115 23 NE 0.4 65 -10 °C @ >8.275 Mpa -10 °C@presión operación

Foothills (BC). Zona 8 (Canadá) NE NE 36 NE NE 2 NE NE 230 23 NE 0.4 65 -10 °C @ >8.275 Mpa -10 °C@presión operación

Foothills (Sask) Zona 9 (Canadá) NE NE 36 NE NE 2 NE NE 230 23 NE 0.4 65 -10 °C @ >8.275 Mpa -10 °C@presión operación

GTN (Canadá) NE NE 37 NE NE 2 NE NE 229 6 NE 0.4 64 NE -9.4°C (hasta 5.5 Mpa)

Alianza (Canadá) NE NE 36 60 NE 2 4 ( incl. N2,

CO2,O2) NE 115 23 NE 0.4 65 NE -5 °C en cond. optimas

Union (Canadá) 47.5 51.46 36 40 NE 2 NE NE 460 7 NE 0.4 65 NE -8 °C @ presión de operación



38/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

País

Índice de Wobbe

Poder calorífico

Densidad relativa

(Mín.-Máx.)




Azufre total

(Máx.)

H2S + COS

(Máx.)

RHS (Máx.)

O2 (Máx.)

Humedad (Máx.)

Punto de rocío H2O

(Máx.)




América del Norte

Enbridge (Canadá) NE NE 36 40 NE 2 NE NE 460 7 NE 0.4 65 NE -10 °C @ 5.5 Mpa

TransGas (Canadá) NE NE 35 NE NE 2

Máx. 15 ml/m3

(Suma de NO y NOx)

NE 23 6 NE 0.4 65 NE -10 °C @ presión de

operación

Costa Oeste (Canadá) NE NE 36 NE NE 2 NE NE 23 6 NE 0.4 65 NE -9 °C @ presión de operación

México Zona Sur 46.2 53.2 36.06 43.6 NE 3 8 8

(CO2 y N2 ) 150

6 No COS

NE 0.2 110 NE -2

México Resto del País 48.2 53.2 37.3 43.6 NE 3 4 4

(CO2 y N2 ) 150

6 No COS

NE 0.2 110 NE -2

Europa

EASEE-g 46.45 53.99 NE NE 0.55 - 0.71 2.5 NE NE 30 5 6 0.001** NE -8 °C@ 7.0 Mpa -2 °C @ 0.1 a 7.0 Mpa

Austria 45.42 53.62 NE NE 0.55 - 0.65 2 NE NE 100 5 15 0.02 NE -8 °C@ 4.0 Mpa 0 °C @ presión de operación

Bélgica 46.61 53.9 NE NE NE 2 NE NE 150 5 NE 0.1 NE -8 °C@ 6.9 Mpa -0 °C @ 6.9 Mpa

Bulgaria NE NE NE NE NE 1 NE NE 20

5.6 0.1 NE -5 °C NE

Rep. Checa 45.7 52.2 NE NE 0.56 - 0.7 3 NE NE 30 2 5 0.02 NE -7 °C@ 7.0 Mpa 0 °C

Dinamarca 48.19 52.93 NE NE 0.55 - 0.7 2.5 NE NE 30 5 6 0.1 NE -8 @ hasta 7.0 Mpa -2 °C hasta 7.0 Mpa

Estonia 46.65 47.31 NE NE 0.55 - 0.58 NE NE 1.5 NE NE NE NE NE NE -5 °C Invierno @4.0 Mpa 0°C Verano @4.0 Mpa

Finlandia NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE

Francia 46.47 53.48 NE NE 0.55 - 0.70 2.5 NE NE 30 5 6 0.01 NE -5 °C @ pres. de

operación -2 @ 0.001 a 7.0 Mpa

Alemania 43.62 53.46 NE NE 0.55 - 0.75 NE NE NE 30 5 6

3.0 seco 0.5

húm.

NE Temp. del suelo °C @ presión de operación

NE

Grecia 44.29 55.32 NE NE 0.56 - 0.71 3 NE NE 80 5.4 NE 0.2 NE 5 °C @ 8.0 Mpa 3°C @ 8.0 Mpa

Hungría 43.71 53.57 NE NE 0.55 - 0.71 NE NE NE 100 20 NE 0.2 170 NE NE

Irlanda 47.2 51.41 NE NE 0.55 - 0.7 2 NE NE 50 5 NE 0.2 50 NE -2°C @ 8.5 Mpa

Italia 47.31 52.33 NE NE 0.555 - 0.8 3 NE NE 150 6.6 15.5 0.6 NE -5 °C @ 7.0 Mpa 0 °C @ 0.1 a 7.0 Mpa

Letonia 39.06 51.67 NE NE NE NE NE NE NE 20 35 1 NE NE NE

Lituania NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE NE

Luxemburgo 46.65 53.99 NE NE 0.55 - 0.7 NE NE NE NE NE NE NE NE -8 °C@ 7.0 Mpa NE



39/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

País

Índice de Wobbe

Poder calorífico

Densidad relativa

(Mín.-Máx.)




Azufre total

(Máx.)

H2S + COS

(Máx.)

RHS (Máx.)

O2 (Máx.)

Humedad (Máx.)

Punto de rocío H2O

(Máx.)




Europa

Holanda 41.23 42.13 NE NE NE NE NE NE 45 5 10 0.5 NE NE NE

Polonia 42.7 51.2 NE NE NE 3 NE NE 40 7 16 0.2 NE 3.7°C Primavera @ 5.5

Mpa 5.0°C Invierno @ 5.5 Mpa

NE

Portugal 45.7 54.7 NE NE 0.55 - 0.7 NE NE NE 50 5 NE NE NE -5 °C@ a 8.4 Mpa NE

Rumania NE NE NE NE NE 8 NE NE 100 6.8 8 0.02 NE -15 °C @ Presión de

Entrega 0°C @ Presión de Entrega

Eslovaquia NE NE NE NE NE 3 NE NE 20 2 5.6 NE NE -7 °C @ 3.9 Mpa 0 °C @ presión de operación

Eslovenia NE NE NE NE NE 1.575 NE NE 105 6.3 15.57 NE NE -7 °C @ 3.9 Mpa -5°C @ 3.9 a 6.9 Mpa

España 45.65 54.7 NE NE 0.55 - 0.7 2.5 NE NE 50 15 17 0.01 NE 2°C @ 7.0 Mpa 5°C @ 7.0 Mpa

Suecia 43.73 53.6 NE NE NE NE NE NE 10 5 NE NE NE -3°C @ 8.0 Mpa -3°C @ 8.0 Mpa

Reino Unido 47.2 51.41 NE NE NE NE NE NE 50 5 NE 0.2 NE NE NE

América del Sur

Colombia NE NE 42.8 35.4 NE 2 3 5 23 6 NE 0.1 97

(Vapor de agua)

NE NE

Perú NE NE 35.4 43.1 NE 3.5 NE 6 15 3 NE NE 65

(Vapor de agua)

NE NE

Argentina 47.3 52.2 37.0 42.7 NE 2 NE 4 15 3 NE 0.2 65

(Vapor de agua)

NE -4°C @ 5.5 Kpa abs

(Hidrocarburos condensables)

Brasil-Norte 40.5 45.0 34.0 38.4 NE 3 NE 18

(N2+CO2) 70 10 NE 0.8 NE -39°C @ 0.1 Mpa 15°C @ 0.1 Mpa

Brasil-Noreste 46.5 53.5 35.0 42.0 NE 3 NE 8 (N2+CO2) 70 13 NE 0.5 NE -39°C @ 0.1 Mpa 15°C @ 0.1 Mpa

Brasil-Sur,Sureste, Central-Oeste 46.5 53.5 35.0 42.0 NE 3 NE 6 (N2+CO2) 70 10 NE 0.5 NE -45°C @ 0.1 Mpa 0°C @ 0.1 Mpa

Notas: 1. Las especificaciones de esta tabla para Europa, América del Sur y México son obligatorias para cada uno de los países indicados, excepto la de EASEE-

g, que son recomendadas.

2. Las especificaciones de esta tabla para Estados Unidos de América y Canadá, se convierten en obligatorias una vez acordadas entre la Compañía

transportista y el organismo regulador.

3. NE: No Especificado.



40/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

A continuación, se presenta una discusión de las tendencias en Norte América y en Europa para el desarrollo de las especificaciones de calidad del gas natural.

En la Unión Europea se han realizado grandes esfuerzos en armonizar los estándares de calidad el gas natural para desarrollar un mercado del gas natural que sea eficiente, competitivo y seguro. En la actualidad, el estándar más reciente definido no alcanzó un consenso en el intervalo del índice de Wobbe, quedando desierto dicho rubro en la especificación europea, mientras los otros parámetros se han podido concretar. Esto no obsta que redes locales puedan determinar sus propias especificaciones en base al mercado atendido, valores históricos y condiciones particulares.

El poder calorífico se utiliza como criterio para determinar la tarifa y no por volumen de gas natural.

Se encuentran en desarrollo proyectos de Normas Europeas para regular biocombustibles gaseosos, las cuales consideran inyección de Biogás en la red de Gas Natural.

prEN 16723-1 especifica el biometano para la inyección en las redes de gas natural.

prEN 16723-2 especifica el biometano y el gas natural como combustibles para vehículos.

En los EE.UU., existe flexibilidad en la determinación de la especificación de la calidad del gas natural, la FERC se encarga, en conjunto, con la empresa distribuidora de gas natural de fijarla con fines de establecimiento de tarifas.

La composición del GNL depende de su fuente de producción y de las necesidades de los clientes. La composición del GNL también varía con el tiempo en el transporte debido a la volatilidad natural de compuestos de GNL de bajo punto de ebullición (nitrógeno y metano).

La composición del gas determina los valores de poder calorífico y su desempeño en máquinas de combustión. Mientras que los hidrocarburos más pesados y el hidrógeno aumentan el poder calorífico, los gases inertes lo disminuyen. EUROMOT ha propuesto un estándar orientado al mejoramiento de la combustión en máquinas de ignición, incluye otros parámetros de calidad y está en contra de la tendencia de EASEE-g de tener intervalos amplios en la especificación, ya que ocasiona graves problemas en los motores, generación de mayor cantidad de emisiones y problemas de seguridad.

Los cálculos con los valores característicos del número de metano indican que en condiciones de metano puro con diferentes componentes de gas puede alcanzar los límites de las últimas normas europeas (EASEE y EN 16726:2015). La mezcla de metano puro y H2 plantea un problema mayor; sin embargo, con el gas natural es posible alcanzar los límites requeridos hasta con un contenido de 10 % volumen de H2.

Al nitrógeno junto con el dióxido de carbono se les denomina gases diluyentes comúnmente conocidos como “inertes”, debido a que no son combustibles; están presentes en bajas proporciones en el gas natural, y reducen el poder calorífico. En ocasiones, de forma natural los yacimientos de gas poseen concentraciones elevadas de nitrógeno.

Desde la perspectiva de la combustión, el primer efecto que se esperaría debido a un alto contenido de nitrógeno es el desprendimiento de flama que se visualiza por el movimiento



41/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

total o parcial de la base de la llama alejándose del puerto del quemador. Esto sucede cuando la velocidad de la mezcla aire-gas excede la de la llama, de manera que la combustión se realiza fuera del puerto del quemador. Esto puede conducir al apagado de la llama, generar inestabilidad y ruido.

En estudios realizados a escala piloto en el Reino Unido, se observó que al aumentar el índice de Wobbe del gas, las emisiones de CO2, CO y óxidos de nitrógeno se incrementan, y los gases combustibles que contienen dióxido de carbono producen emisiones más altas que aquellos que contienen nitrógeno para el mismo índice de Wobbe.

Por otra parte, los gases de ensayo con 6% de nitrógeno, proporcionaron lecturas altas de hollín, con respecto a gases de ensayo con los mismos índices de Wobbe, lo cual podría atribuirse al incremento del propano para mantener el índice de Wobbe cuando hay nitrógeno presente, sin embargo, niveles similares de propano en mezclas de gases de ensayo con dióxido de carbono mostraron niveles de hollín más bajos, lo cual podría llevar a pensar que el aumento en los niveles de nitrógeno podría incrementar la presencia de hollín en algunos equipos de combustión. De acuerdo con los resultados obtenidos, se concluye que concentraciones de nitrógeno en el gas de hasta 6% no generaron condiciones que puedan considerarse inseguras desde el punto de vista de la combustión, ni mayores emisiones de NOx.

De acuerdo con información recopilada en el estudio del estado del arte sobre intercambiabilidad de gas, realizado en 2016 para el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural de Colombia (CNO-Gas), no existe un consenso global acerca del contenido máximo permisible de nitrógeno, estando el intervalo entre el 2% y 5% molar para los países consultados.

Se desarrollarán nuevas tecnologías tales como:

a) P2G: para generar hidrógeno, y gas natural sintético a partir de gas natural, CO2 y

Agua, que incidirán en cambios en especificaciones de calidad, incluyendo ductos

compartidos para transportar biocombustibles, hidrógeno y gas natural.

b) Transporte terrestre: Se incrementara la comercialización y suministro de GNL de

fuentes lejanas y diversas, debido a las grandes ventajas que tiene con respecto al

transporte en ductos transfronterizos. Además de buscar la seguridad energética

nacional. Esto implicará manejar gas natural con diversas especificaciones de

calidad.

c) Biogás: El uso de combustibles de origen no fósil de bajo carbono es una

oportunidad para proveer energía más sustentable. Estos combustibles deberán de

considerar otros parámetros en su especificación de calidad. Adicionalmente se

espera conducir estos energéticos por el sistema de red de ductos.

Hay opiniones opuestas sobre cómo deberían definirse las futuras calidades admisibles del gas en la Unión Europea: los suministradores de gas y los operadores de la red proponen una amplia gama de calidades con el fin de reducir los costos y garantizar la seguridad del suministro al poder acceder a una amplia gama de fuentes diferentes, incluidos los gases alternativos (biogás e hidrógeno) y el Gas Natural Licuado (GNL). Los operadores y



42/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

fabricantes de equipos de combustión industrial, así como los de la industria química, por otra parte, expresan su preocupación por el hecho de que una gama más amplia de calidades del gas daría lugar a una fuerte fluctuación en las composiciones locales del gas, con impactos negativos en los procesos que utilizan gas como combustible en los sectores del proceso térmico y en las centrales eléctricas, especialmente en lo que se refiere a la eficiencia, las emisiones contaminantes. Los fabricantes de aparatos domésticos de gas están preocupados por cómo reaccionan sus productos cuando se enfrentan a calidades de gas para las que nunca fueron diseñados.

Una consecuencia de la evolución de los mercados europeos es que es probable que las fluctuaciones de las calidades y composiciones locales del gas natural aumenten tanto en amplitud como en frecuencia dentro de las redes europeas. Para muchas regiones, esta puede ser una experiencia nueva y es difícil predecir cómo un mercado tan diverso como el del gas natural, con sus aplicaciones de uso final muy heterogéneas, responderá a las crecientes fluctuaciones de la calidad del gas.

Los debates actuales sobre la calidad del gas ponen de relieve la complejidad de esta cuestión debido a la gran heterogeneidad de los mercados, con diversas aplicaciones en los sectores residencial, industrial y de generación de energía, a menudo con requisitos muy diferentes de calidad para el gas natural desde el punto de vista operativo. Para responder a estos desafíos, es vital disponer de datos sólidos sobre las diversas flotas de aparatos y equipos de uso final, los parámetros y procedimientos operativos típicos y sus respectivos requisitos en relación con el gas natural y su sensibilidad a los cambios en la calidad o composición del gas. La consideración de los aspectos antes mencionados genera información valiosa para contribuir al proceso europeo de armonización de la calidad del gas. Se deben de generar estudios para tener una visión más detallada de las industrias consideradas más vulnerables a los cambios en la calidad del gas, así como enfoques hacia soluciones tecnológicas para estos retos.

En Europa la composición del gas en el sistema de ductos está cambiando debido al creciente uso de biogás, gases sintéticos, hidrógeno, nuevas fuentes de gas natural y Gas Natural Licuado. Los gases especiales como los biogases, los gases sintéticos o los gases de petróleo asociados tienen composiciones que difieren en gran medida con la calidad de la composición histórica del gas natural para el gasoducto.

Dado que los motores de gas están diseñados para un intervalo previsto de composición de gas, es importante que el combustible gaseoso suministrado a un motor determinado se encuentre dentro de dicho intervalo. Cuando la composición del combustible está fuera del intervalo de diseño, el sistema de control puede reducir la potencia o apagar el motor. En el peor de los casos, el motor podría resultar dañado. La presencia de contaminantes en un combustible gaseoso afecta al desgaste del motor, ocasiona degradación del aceite y produce emisiones, mientras que la composición de los combustibles afecta la potencia, la eficiencia y las emisiones del motor. Si las propiedades del combustible no están dentro de las especificaciones de diseño, el operador del motor no podrá obtener el rendimiento esperado.

El gas natural desempeñará un papel importante como fuente de energía en el futuro, debido a la gran cantidad disponible durante las próximas décadas y al impacto positivo en



43/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

las emisiones (reducción de la huella de carbono) en comparación con los combustibles líquidos.

Las impurezas en los ductos de gas, principalmente por el azufre, pero también como agentes que dan olor al gas están en la actualidad por debajo de 5 mg/m3. En algunos tipos de gas se puede observar hasta 20 mg/m3. Se espera que los estándares en este rubro se establezcan con un máximo de 30 mg/m3.

En las especificaciones actuales, no hay límites para la tasa de variación de los parámetros (Excepto para el número de Wobbe en que se establece +/- 5 % en Europa y México) y el número de metano ni siquiera está cubierto por la especificación. Los valores límite para el poder calorífico inferior (LHV) y el índice de Wobbe no se correlacionan con el número de Metano, el nivel superior para el índice de Wobbe (53 a 54 MJ/m3) da como resultado un número de metano inferior a 65, lo cual es inaceptable para la mayoría de los motores de gas natural de alta eficiencia.

El amplio intervalo de composiciones posibles de gas natural hace que sea necesario invertir en nuevas tecnologías y equipos para su operación con alta eficiencia y bajas emisiones contaminantes, aun en grandes equipos consumidores de gas.

Con la liberalización del mercado del gas, la extracción de gas de esquisto en los EE.UU. y los sistemas de energía renovable, los aspectos de calidad del gas han pasado recientemente a ocupar un lugar prioritario en la matriz energética.

En el futuro, el gas natural jugará un papel importante en aplicaciones fijas, así como en el sector de la movilidad con el GNV (Gas Natural Vehicular) basado en GNC (Gas Natural Comprimido) para automóviles particulares y GNL (Gas Natural Licuado) para camiones, barcos y otras aplicaciones fuera de la carretera. La fluctuación de la calidad del gas representa un reto importante en el desarrollo de conceptos de combustión para motores de gas. Las propiedades dinámicas del gas deben tenerse en cuenta durante el proceso de optimización, lo que requiere el establecimiento de nuevas tecnologías y nuevos conceptos.

Los hidrocarburos más pesados (C4 y C4+) que a veces se encuentran en el combustible de GNL disminuirán el número de metano y la mezcla de hidrógeno tendrá un efecto comparable. Se está analizando un límite del 10% para el hidrógeno en la industria del gas, mientras que los fabricantes de turbinas de gas y motores han especificado límites entre el 1% y el 5%. Incluso con una mezcla del 10%, la densidad resultante del gas mezclado será ocasionara que se esté fuera de la especificación actual para la relación de densidad (0.55 <d <0.75). La mezcla de biometano puede traer impurezas adicionales como siloxanos y azufre a la red de gas, lo que tendría un impacto negativo en todos los consumidores, pero tendría efectos especialmente profundos para los motores de gas.

En su World Energy Outlook 2016, la Agencia Internacional de Energía (AIE) considera necesaria una estrategia de salida de los combustibles fósiles con el fomento de las energías renovables y el empleo de soluciones tecnológicas para la descarbonización para las capacidades fósiles restantes.



44/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Al mismo tiempo, se prevé que el consumo de gas natural se dispare en las próximas décadas. Las razones más importantes que se pueden mencionar son:

1. Entre los combustibles fósiles, el gas natural es la opción "más ecológica", apta para sustituir al carbón, especialmente en el sector de la generación de energía,

2. Las centrales eléctricas de gas son altamente flexibles y sirven mejor para estabilizar una red eléctrica con una gran proporción de energías renovables intermitentes (eólica y solar fotovoltaica).

Aunque el gas natural es un combustible fósil, es mucho más limpio que los combustibles fósiles más utilizados en términos de emisiones. Tiene menores emisiones de dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, menores emisiones de partículas y menores emisiones de dióxido de carbono cuando se quema.

La relación hidrógeno/carbono del gas natural, cuyo principal componente es el metano (CH4), es de aproximadamente 4:1, en comparación con 0:1 para el carbón sólido y 2:1 para el diésel o la gasolina. Por lo tanto, la combustión del gas natural produce menos CO2 por unidad de energía que el carbón o la gasolina. El último paso en una vía de descarbonización es utilizar hidrógeno puro para la combustión.

En cuanto a los motores de gas, pueden esbozar tres vías para el uso del gas en un futuro energético sostenible:

1.) Un camino clásico que utiliza el gas natural, como "acompañante"/complemento para una fuerte expansión de las energías renovables, mejorando aún más la eficiencia en el uso del gas y completando cualquier discontinuidad del suministro renovable.

2.) Un camino de "gases residuales" que utiliza gases residuales de procesos industriales como el gas de alto horno de la industria siderúrgica o gases de desfogue enviados a quemadores elevados o peor aún, que son venteados sin utilizar más su contenido energético.

3.) Una vía de gas renovable, que emplea (en exceso) fuentes de energía renovables como la energía solar o eólica para producir hidrógeno o metano sintético, o biogás a partir de biomasa por gasificación. Estos gases renovables pueden almacenarse o alimentarse en una red de gas existente.

Con excepción de la primera vía, las otras dos opciones implican que la red de gas se utilice para calidades de gas que variarán en mayor medida en el futuro que en la actualidad. Este es el marco general para un análisis más profundo de las especificaciones del gas y sus implicaciones para su empleo en motores y equipos de gas.

En los Estados Unidos, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) regula la transmisión interestatal de electricidad, gas natural y petróleo. La FERC revisa las aplicaciones para la construcción y operación de gasoductos de gas natural. La agencia también revisa las propuestas para construir terminales de Gas Natural Licuado y gasoductos interestatales de gas natural, así como la concesión de licencias para proyectos hidroeléctricos. La FERC tiene jurisdicción sobre la regulación de los ductos



45/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

interestatales y se ocupa de supervisar la implementación y operación de la infraestructura de transporte de gas natural.

Desde la Orden 636 de la FERC, las compañías de tuberías y distribución deben separar sus servicios de transporte y ventas. De esta manera, los clientes de gasoductos tienen la opción de seleccionar sus servicios de venta, transporte y almacenamiento de gas de todos los proveedores, en cualquier cantidad. Cada compañía de gasoducto o distribución tiene que presentar su Tarifa de Gas a la FERC, la cual es establecida en términos de la Ley de Gas Natural (NGA) de la FERC, para su tramitación y aprobación. Entre otros aspectos, las especificaciones de las calidades del gas que se transportan en el gasoducto se definen en estas tarifas.

El GNL ha sido un medio importante para transportar el gas natural, el comercio de GNL también ha mostrado un desarrollo importante en las últimas dos décadas. La calidad del GNL varía de un lugar a otro debido a las diferentes tecnologías y a la diferente composición de las fuentes de extracción del gas natural sin tratar. Muchos países importan GNL basándose en los precios y las regulaciones nacionales detalladas para el control de calidad.

Con el aumento de la demanda y las regulaciones más estrictas de emisiones, la necesidad de gestionar la calidad del GNL y las medidas de seguridad en el manejo del GNL también han aumentado. La finalidad de la reglamentación es balancear el suministro eficaz de combustible y la manipulación segura del GNL en las terminales y puertos. No existen directrices adecuadas que permitan usar el GNL para el trasvase del combustible. Es necesario establecer directrices internacionales para librar esta brecha en el uso del GNL como combustible. La tecnología destinada a utilizar GNL como combustible ya está disponible y las normas para estas tecnologías pueden imponerse sobre la base de las normas disponibles destinadas a las plantas de licuefacción y terminales de importación.



46/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

3. Estudio documental sobre la experiencia internacional sobre responsabilidades en materia de calidad del gas natural.

3.1 Principales experiencias internacionales en materia la

responsabilidad de la calidad del gas natural Los principios de la regulación del gas natural son similares en la mayoría de los países, se trata de dar adecuada protección a los usuarios finales, teniendo en cuenta que algunas de las etapas del gas (transporte y distribución) constituyen monopolios naturales. En estos casos, el Estado debe intervenir para garantizar la libre competencia, impedir los eventuales abusos de una posición dominante en el mercado, y favorecer la continuidad y calidad de la prestación de los servicios. Cuando no es posible que estos se ofrezcan en condiciones de competencia es indispensable que intervenga el Estado para que las operaciones sean eficientes, lo que implica la optimización de la relación calidad-precio.

Los programas de acción de los entes reguladores se basan entre otras cosas en una utilidad justa o razonable; competencia; eficiencia y racionalidad; optimización de la calidad; confiabilidad, seguridad y continuidad del servicio y cobertura máxima.

Alrededor de estos principios los marcos reguladores contemplan objetivos como favorecer los intereses y derechos de los usuarios mediante el mejoramiento de la calidad del servicio público y su disposición final para asegurar una mejor calidad de vida a los usuarios; promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural evitando el abuso por una posición dominante en el mercado; una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural; regular el transporte y distribución de gas natural, asegurando que las tarifas que se apliquen sean justas y razonables; asegurar la prestación continua e ininterrumpida de los servicios, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que lo impidan; elevar los índices de seguridad y reducción de incidentes; así como estimular el uso racional del gas natural velando por la adecuada protección del medio ambiente;

En los EE.UU., la industria del gas natural clasifica el gas natural sobre la base del poder calorífico, mientras que en la legislación de la Unión Europea y en la legislación de algunos estados miembros, el poder calorífico, el índice de Wobbe y otros componentes del gas han sido estandarizados, pero la armonización de los criterios de calidad del gas natural es una cuestión aún abierta.

La gran variedad de instalaciones y características de los gases que abastecen Europa hacen difícil una armonización completa. Existen organismos como EASEEgas que fomentan la armonización y el desarrollo de prácticas comunes de negocio que han de favorecer el mercado único.



47/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Actualmente se tiende respetando las especificaciones particulares de calidad del gas en cada estado miembro de la Unión Europea, aumentar la interoperabilidad permitiendo acuerdos particulares en los puntos frontera entre estados.

En México se tiene el antecedente de que la Comisión Reguladora de Energía emitió la Resolución 351/2010para determinar el ajuste en los precios máximos de venta de primera mano de gas natural y las bonificaciones por calidad, en función de lo dispuesto en la norma oficial mexicana NOM-001-SECRE-2010, especificaciones del gas natural.

Los ajustes a los precios máximos del gas natural objeto de venta de primera mano en función de las especificaciones de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, así como las bonificaciones por incumplimiento en el contenido de gases inertes o por desviaciones del índice de Wobbe y del poder calorífico, deberán calcularse a partir del 1 de enero de 2011.

En caso de recibir gas natural fuera de especificaciones sin previo aviso de parte del suministrador o del permisionario correspondiente, el adquirente podrá optar porque le sean acreditadas las correspondientes bonificaciones por calidad en el precio de venta de primera mano, o bien, por reclamar, en su caso, el pago de los daños y/o perjuicios causados a sus instalaciones como consecuencia del incumplimiento de calidad. Si el adquirente acepta la bonificación por el gas fuera de especificaciones, liberará Al suministrador de la obligación de pagar daños y/o perjuicios al adquirente en relación con la calidad del gas.

El suministrador (Cuando esta resolución fue publicada, era PGPB) deberá entregar al Adquirente del gas que cumpla con la especificación de la Norma Oficial. Cuando el gas no cumpla con dicha norma, el Adquirente no estará obligado a recibirlo. El suministrador deberá hacerse cargo del gas no recibido e indemnizará al Adquirente de conformidad con la Cláusula 21 los daños que le hubiera causado el gas fuera de especificaciones, siempre y cuando los acredite. Cualquiera de las partes podrá solicitar que, de común acuerdo, se designe un perito independiente que evalúe tanto la procedencia de la indemnización como el monto de la misma; en tal caso, los honorarios del perito serán pagados por la parte a quien expresamente dicho perito determine que no favorece el dictamen, de lo contrario el pago de los honorarios será dividido entre ambas partes por igual.

Cuando la calidad del gas no sea la prevista en la Norma Oficial de gas, aplicará el esquema de ajustes comerciales y bonificaciones previsto en la resolución que al efecto expida la Comisión Reguladora de Energía.

Con respecto al establecimiento de los puntos de medición de calidad del gas natural, se tienen la Resolución No. RES/199/2014 referente a la lista de los puntos donde se requiere llevar a cabo la determinación de calidad de las especificaciones de gas natural, en la cual se indica que el muestreo y la determinación de calidad se realizarán en cada uno de los principales puntos de inyección a los sistemas de transporte de accesos abierto, almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos sistemas. En la Tabla 3.1 se presenta un resumen de las principales características de la red de gas natural y su comercialización por país.



48/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 3.1 Comparación de las especificaciones para gas natural en el mundo.

País Estándar de

Calidad Gestor Técnico del

Sistema Organismo regulador

Nombre de la Red

Centro de comercialización

(HUB)

Org. Reg.revisa

espec.

Restricciones Cal. GN frontera

Acción fuera de espec.GN

Penalidad Rechazo

gas

Publicación de las mediciones

WI y GCV

Agregar olor al

GN

¿Considera Puntos de

Medición?/Número

Tipo de tarifa

Reporte evaluación de

calidad del gas

Nivel de ajuste Pronostico Capacidad

Certificación GNR

Sitio WEB Condiciones de

referencia

México Nom-001-SECRE-

2010 CENAGAS CRE SNG NE CENAGAS ND PEC

Art. 86, inciso II a), Ley de

Hidrocarburos

Posible Si por día Si Si/58 Variable Si +/- 5% NE No Si 15.6°C

101.325KPa

Estados Unidos ND Varios FERC LDC Henry FERC ND Operad. Ducto

NE Acuerdo Si

Si Si Variable Si +/- 2% por 6

minutos +/- 4%

FERC Si Si 15.6°C

101.325KPa

Canadá Varios NEB LDC NE NEB ND Protocolo Si Flex. Acuerdo Si

Si Si

Variable Si ND CERI Si Si 15.6°C

101.325KPa

Colombia CREG7 ND CREG ND NE RUT Si Protocolo Si ND Si

Si Si

Semifija Si ND ND No ND 15.6°C 101.325KPa

Perú N° 017-2015-EM ND OSINERGMIN N° 306-2015-

OS/CD NE OSINERGMIN Si Protocolo Si

ND Si Si

Si Semifija Si ND ND No ND 15.6°C

101.325KPa

Argentina ND ENARGAS ND

NE ENARGAS Si Cond. flexible Si ND Si

Si Si Semifija

Si ND ND No ND 15.6°C 101.325KPa

Brasil ANP/2008 ND ANP ND

NE ANP Si Protocolo Si ND Si

Si Si Semifija

Si ND ND No Si 20.0°C

101.325KPa

Australia AS-4564-2011 AEMO ND DTS Queensland

Victoria AEMO Acuerdo Si

Gas Safety Act

Si Si Si

Variable Si ND ND Si 15.6°C

101.325KPa

EASEE-g EN 16726 Varios CEN REGRT Si CEER Conforme acuerdo

Operad. Ducto

NE En base acuerdo

Si Si Si

Si +/- 1% ND Si Si 15.6°C

101.325KPa

Alemania

DVGW-Arbeitsblatt

G260, German National Gas

Quality Specification/G-262 Biomethane

Practice G 685 Germany Energy

Act

German Transmission

System y varios gestores de red

local

Si SI Si ND ND ND Si por hora Si Si/55 Variable Si +/-2% DSO Si Si 0°C 101.325KPa

Reino Unido UK Gas Quality Specification

Office for Gas and Electricity Markets

(Ofgem)

UK Gas Safety (Management)

Regulations (GS(M)R)

National Grid plc/Premier

Transmission Ltd. & GNI

Si SI Si ND ND ND IW Si, GCV No No Si/8 Variable/

Fija Si

0.0379 peniques/kWh

TSO Si Si 15.6°C

101.325KPa

Bélgica I2E+, I2E(S),

I2E(R) en I2N ND

Belgium National Gas Quality

Specification Fluxys Zeebrugge Hub SI Si

Posibilidad de flujo

reversible No Si

Si en la frontera

Si/214 Variable Si +3% TSO No Si 0°C 101.325KPa

Hungría

national standard MSZ 1648/National

Natural Gas Specification/Hungarian Gas Act

XLII

E.ON Földgáz Trade Zrt. i

ND FGSZ ND SI Si ND ND ND No, solo por día No Si/395 Variable/

Fija Si 0 DSO ND Si

15.6°C 101.325KPa

Austria

ŐVGW, G-31/WAG & TAG

pipeline specification

Austrian Gas Grid Management AG

Austrian Association for Gas and Water

OMV Gas GmbH and

Baumgarten-Oberkappel Gasleitungs

GmbH (BOG)/Gas

Connect Austria & TAG

Central European Gas Hub (CEGH) t

SI Si

Los TSOs miden y

determinan la calidad Gas

en puntos entrada. Si

GN fuera de norma, los

TSOs pueden rechazar el

gas, las medidas de

ajuste pueden ser

aplicadas por el

transportista es

responsable de calidad

del gas

Ajuste del gas fuera

especificaciones es

pagado por importador

GN

No Mediciones por hora, publicados

por día No Sí/20 Variable Si

NA, El cargo por desequilibrio es

el precio de mercado en la

bolsa.

Tercero ND ND 0°C 101.325KPa



49/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

País Estándar de



Nombre de la Red


(HUB)

Org. Reg.revisa

espec.



Penalidad Rechazo

gas


WI y GCV

Agregar olor al

GN


Medición?/Número

Tipo de tarifa


calidad del gas


Certificación GNR


referencia

Bulgaria National Gas

Quality Specification

Bulgartransgaz State Energy Regulatory

Commission

Bulgarian Energy Holding EAD

ND SI Si

No hay reportes

restricciones, requerimientos mínimos

ND NO En Web, por punto y hora

No por TSO si

para DSO ND Fija Si +/-10% ND ND Si 0°C 101.325KPa

Chipre NO hay ND Cyprus Energy

Authority (CERA) Energy Centre ND NO ND ND ND ND ND ND ND ND No ND ND ND ND

15.6°C 101.325KPa

Rep. Checa

Czech Transmission Gas Quality

Specification

RWE Gastrans Net pipeline network

RWE Transgas

Net ND NO ND ND ND ND ND ND Si/157

Variable/ Fija

Si +/-2 a 5% Tercero ND Si 15.6°C

101.325KPa

Dinamarca Danish National

Gas Specification

GASCADE Gastransport,terranets

bw

Danish Safety Technology Authority

(Sikkerhedsstyrelsen)

Danish natural gas

system/Energinet.dk

ND SI No ND ND ND Si por hora No Si/8 Variable Si +/-0.5 a 3 TSO Si Si 0°C 101.325KPa

Estonia National

Specification

Maagaas Toote kirjeldus (Natural Gas Product Description)

ND Eesti Gaas AS o ND EXCEPCION ND ND ND ND ND ND Si/37 ND Si ND ND ND Si 0°C 101.325KPa

Finlandia National Gas


ND

Maakaasuyhdistys

Naturgasforeningen

Gaasienergia AS ND EXCEPCION ND ND ND ND ND ND Si/456 ND No ND ND ND ND 0°C 101.325KPa

Francia French National

Gas Quality Specification

GRTgaz / TIGF French statutory

requirements

Northern France/ H-gas transmission

system

ND SI Si ND ND ND Si No SI/21,803 Variable Si +/-2.5% TSO Si Si 0°C 101.325KPa

Grecia National Gas


DEPA the Public Gas Corporation

Energy Regulatory

Authority, RAE; Greek

Parliament ratified the Gas

Law (3428/2005)

Hellenic Gas Transmission

Operator, DESFA ND SI Si ND ND

No, agreemen

ts

WI por año, GCV Si

No ND Variable ND ND ND ND Si 0°C 101.325KPa

Irlanda UK Gas Quality Gaslink. the Commission

for Energy Regulation, CER

Gas Networks Ireland

ND SI Si ND ND No No Si, en la

entrada a la red

Si/156 Variable Si ND TSO Si Si 15.6°C

101.325KPa

Italia Italian National

Gas Quality Specification

Eni national network

Regulatory Authority for

Electricity and Gas (Autorità per

l’energia elettrica e il gas)

Snam Rete Gas S.p.A

(Snam)/Stoccaggi Gas Italia S.p.A. (Stogit)/Italgas

ND SI Si ND ND ND Si No SI/7,692 Variable Si

0,108€/MWh aplicado a la tarifa para determinar

tanto el precio marginal de

compra como el precio marginal

de venta

TSO ND Si 15.6°C

101.325KPa

Letonia ND A/s Latvijas Gāze ND

E.ON Ruhrgas International

AG/AAS Gazprom/SIA "Itera-Latvija"

ND EXCEPCION ND ND ND ND ND ND Si/20,236 Variable Si ND DSO ND Si 15.6°C

101.325KPa

Lituania National Gas


AB Lietuvos Dujos/National Energy

Strategy

Lithuanian Gas Act/ Seimas of the Republic of

Lithuania

AB Lietuvos Dujos

ND NO ND ND ND ND ND ND Si/66 Variable Si +/-10% DSO ND Si 15.6°C

101.325KPa

Luxemburgo National Gas

Quality/EASEE-gas

ND

Institut Luxembourgeois de Régulation”

(ILR)

Creos/Cegedel & Saar Ferngas

ND EXCEPCION ND ND ND ND ND ND ND ND Si +/-10% TSO No Si 0°C 101.325KPa

Malta ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND No ND ND ND 15.6°C

101.325KPa

Holanda

National Gas Quality

Specification/Gas Act

N.V. Nederlandse Gasunie.

Office for Energy Regulation, DTe

Gas Transport Services BV, GTS

ND SI Si ND ND ND Si No, solo

en regiones

Si/686 Variable/Fija Si

NA, La carga de desequilibrio

diario es siempre cero,

Tercero Si Si 0°C 101.325KPa



50/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

País Estándar de



Nombre de la Red


(HUB)

Org. Reg.revisa

espec.



Penalidad Rechazo

gas


WI y GCV

Agregar olor al

GN


Medición?/Número

Tipo de tarifa


calidad del gas


Certificación GNR


referencia

porque las cantidades de desequilibrio

son absorbidas por el Servicio de Flexibilidad

del ducto

Polonia

National Gas Quality

Specification/The Energy Law

ND ND Gaz-System S.A. ND SI Si ND ND ND Si No, DSO responsa

bles Si/26 Variable Si +/-10% DSO ND Si

15.6°C 101.325KPa

Portugal

Portuguese National Gas

Quality Specification/EA

SEE-gas

MIBGAS/SW Europe regional energy market

initiative ND REN Gasodutos ND SI Si ND ND ND Si No Si/388 Variable Si +/-2.5% TSO ND Si

15.6°C 101.325KPa

Rumania Gas Quality

Specification Transgaz

Autoritatea Nationala de

Reglementare în Domeniul

Energiei (ANRE)

National Transmission

System/network code

ND NO ND ND ND ND ND Variable Si

Aplicación de la tasa de

desequilibrio provisional

ND ND Si 15.6°C

101.325KPa

Eslovaquia National Gas Specification

Government Decree Energy Act No.

656

Gas company SPP – preprava, a.s./EUStream,

ND SI Si ND ND ND Si No Si/4 Fija Si

Aplicación de la tasa de

desequilibrio provisional

ND ND ND 15.6°C

101.325KPa

Eslovenia National Gas


ND Javna agencija RS za energijo

(agen-RS)

Geoplin Plinovodi, d.o.o is the Slovenian

transmission system

operator/Geoplin, d.o.o.

ND SI Si ND ND ND Si Si Si/3 Variable Si +/-10% TSO ND Si 15.6°C

101.325KPa

España

Spanish National Gas Quality

Specification/Royal Decree

1434/EASEE-gas

Iberian gas market – MIBGAS

Comisión Nacional de

Energía (CNE)

Enagas, Naturgas Energía,

Transporte, Endesa Gas

Transportista, Transportista

Regional del Gas, Septentrional

del Gas, Infraestructuras

Gasistas de Navarra, Planta

de regasificación de Sagunto and

gas natural Transporte

ND SI Si ND ND ND Si No Si/3 Variable Si +/-2.5% Tercero ND Si 0°C 101.325KPa

ND: No disponible



51/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

3.2 Reporte sobre la práctica internacional en materia de avisos y

alertas por la entrega de gas fuera de especificaciones

Los principios de la regulación del gas natural son similares en la mayoría de los países, se trata de dar a protección adecuada los usuarios finales. Los sistemas de transporte se caracterizan por ser gasoductos troncales de grandes longitudes, que operan a altas presiones y alimentan a una o varias regiones de un país. Pueden consistir de varios gasoductos interconectados y de plantas compresoras.

La medición de calidad del gas natural, en el mayor de los casos se realiza en cada uno de los principales puntos de inyección a los sistemas de transporte de accesos abierto, almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos sistemas.

La calidad del gas natural inyectado en la red en relación con su composición, varía en función de la fuente de suministro y afecta a la composición del gas transportado y entregado, ya que es una mezcla resultante de la combinación de las diferentes fuentes de gas inyectadas en la red de transporte.

La composición química del gas natural, en los sistemas de distribución, puede determinarse con sistemas de medición continua por medio de cromatógrafos en línea, o discontinuas con muestreos y análisis de laboratorio, dependiendo de los parámetros a medir. En los puntos donde se cuente con cromatógrafos operando en estado “En línea”, el valor de las mediciones estará disponible en tiempo real. Cualquier variación en la composición del gas se puede conocer de manera instantánea, así como determinar la posible afectación y en su caso tomar acciones pertinentes para su corrección.

La composición del gas se determina en las instalaciones de tratamiento de gas, antes de inyectarlo en el gasoducto de transmisión. En general, este tratamiento de gas está bajo el control de los productores. Otros ajustes en la composición del gas resultarán de la adición de odorante en algunos puntos de recepción y entrega del gasoducto de transmisión.

El gas puede estar contaminado por otros hidrocarburos o por polvo de las instalaciones de tratamiento de gas y los sistemas de transmisión; así como de las redes de distribución.

A los consumidores finales se les suministra gas a una presión fija, controlada por reguladores de un Sistema de Medición de Gas (GMS). El buen funcionamiento de un GMS depende de una presión adecuada en la red de distribución que lo suministra.

En la actualidad la tecnología de telemantenimiento permite emitir avisos de fallas por SMS por medio de la red móvil, por lo que los trabajos de instalación y montaje son mínimos, permitiendo así su uso en todos aquellos lugares que existe una conexión a la red eléctrica.

Además, es posible trabajar con tarjetas prepago sin necesidad de formalizar un contrato. El avisador de fallas por SMS puede controlar varios aparatos y enviar un aviso SMS diversos receptores, esto se realiza con la puesta en marcha de un programa de configuración instalado en la PC o equipo portátil. Por SMS los usuarios registrados



52/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

pueden controlar y consultar las entradas y el estado del avisador. Ambos contactos de mando se pueden activar o desactivar por SMS.

La automatización en ductos de transporte como una disciplina de la ingeniería es más amplia que un sistema de control básico, la instrumentación industrial que incluye sensores y transmisores de campo, sistemas de control y supervisión, sistema de transmisión y recolección de datos, así como aplicaciones de software en tiempo real para supervisar y controlar las operaciones de plantas o procesos industriales. Además de una amplia y complicada red de comunicación por Vía Satelital, UHF, Radio Frecuencia, Fibra Óptica entre otras combinadas.

En los ductos de gas natural normalmente se implementa un sistema de control y medición tipo SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos), que es una aplicación de software, diseñada con la finalidad de controlar y supervisar a distancia para optimizar la operación de los ductos, incrementar la seguridad y vigilancia en la operación de los mismos de tal manera que, cuando sea necesario se puedan tomar acciones rápidamente por cambios en la operación de los ductos, por medio de la automatización de componentes importantes o medios para proveer información en tiempo real de su operación.

El sistema de control y de alertas en ductos permite la automatización, supervisión y control der las operaciones de manera remota, centrándose en los principales desafíos a los que se enfrenta la industria:

Gestión de la sala de control utilizando colección y visualización mejoradas.

Flexibilidad para cumplir con los cambiantes precios de los productos básicos y las demandas.

Problemas de seguridad y confiabilidad / mantenimiento.

Enfrentando crecientes problemas de seguridad y ajustes de las regulaciones.

Los principales beneficios son:

Monitoreo en tiempo real, que permite establecer estrategias operativas.

Generar avisos de alarma inmediatos en caso de fallas en el sistema o parámetros fuera de rango.

Almacenamiento histórico del registro en tiempo real de los parámetros de lectura.

Permitir la lectura de datos a través de cualquier enlace de internet o red celular.

Permitir a través de internet, descargar reportes de medición con detalles por día y hora.

Control centralizado del sistema de gasoductos, y la toma de decisiones operativas clave utilizando toda la información disponible.

En la Tabla 3.2 se presenta para algunos países, una descripción general de los parámetros de calidad del gas natural monitoreados y en la Tabla 3.3 la frecuencia de monitoreo.



53/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

En el caso de Europa, la mayoría de los países monitorean más de 10 parámetros relacionados con calidad del gas, mientras que Lituania, Hungría y Francia supervisan casi 20, lo que demuestra que los países si están atentos a la calidad del gas natural (Anon., 2016).

Tabla 3.2. Parámetros de calidad del gas natural monitoreados en algunos países.

Parámetro Bél

gic

a

Re

pú

bli

ca

Ch

ec

a

Est

on

i

a

Es

pa

ña

Fra

nc

i

a

Rei

no

Un

ido

C

r

oa

cia

H

u

ng

ría

Irla

nd

a

Ital

ia

Lit

ua

nia

L

et

on

i

a

Paí

se

s

Baj

os

Po

l

on

i

a

Po

rtu

ga

l E

sl

ov

en

i

a

Índice de Wobbe ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Poder calorífico ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Ácido sulfhídrico (H2S) ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Punto de Rocío Agua/Hidrocarburos

● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Azufre total ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Dióxido de carbono(CO2) ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Densidad relativa ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Azufre mercaptánico ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Metano ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Oxígeno ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Etano ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Propano ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Nitrógeno ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Suma de butanos ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Suma de pentanos ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Temperatura de entrega ● ● ● ● ● ● ● ● ●

Partículas de polvo ● ● ● ● ● ●

Contaminantes y olor ● ● ● ● ●

Hidrógeno (H2) ● ● ● ● ● ●

Agua (H2O) ● ● ●

Monóxido de carbono (CO)

● ●

Factor de combustión incompleta

● ● ●

Índice de hollín ● ● ●

THT (C4H8S) ●

Haluros orgánicos

Radioactividad

Total de parámetros monitoreados

9 15 14 11 21 9 13 20 16 15 19 17 8 15 10 14

Fuente. Elaboración propia a partir de: CEER benchmarking report on the quality of electricity and gas supply, 2016.



54/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 3.3. Parámetros de calidad de gas natural aplicables en algunos países y frecuencia de monitoreo.

País Azufre

mercaptánico Azufre total

Punto de rocío de HC

Punto de rocío de

H2O

Densidad relativa

Poder calorífico

bruto

Ácido sulfhídrico

(H2S)

Índice de

Wobbe

Bélgica 1 min 10 min 10 min en tiempo

real ND 5 min 5 min 5 min

Croacia 2 veces por mes

Republica Checa

En tiempo real 5 min ND En tiempo

real 5 min 5 min

En tiempo real

5 min

Estonia ND ND En

tiempo real

En tiempo real

5 min ND ND 5 min

Francia 5 min 5 min 5 min ND 5 min 5 min 5 min 5 min

Gran Bretaña

ND ND ND ND ND ND ND ND

Hungría 20 min 20 min 2 veces por mes

2 veces por mes

4 min 4 min 20 min 4 min

Irlanda Cada mes Cada mes

ND ND Cada mes ND Cada mes mensual

Italia Definido por el transportista

Cada mes

En tiempo real

Cada hora Cada hora Definido por

el transportista

cada hora

Letonia 10 días ND ND ND en tiempo

real En tiempo

real 10 días

En tiempo

real

Lituania Cada mes Trimestr

al Cada mes

Cada mes En tiempo

real En tiempo

real Cada mes

En tiempo

real

Países Bajos ND ND ND ND ND ND ND ND

Polonia En tiempo real

Portugal En tiempo real ND ND En tiempo real

Eslovenia ND ND ND ND Cada hora Cada hora ND Cada hora

España En tiempo real ND ND En tiempo real

Fuente. Elaboración propia a partir de: CEER benchmarking report on the quality of electricity and gas supply, 2016.

ND: No se dispone de información

En la cadena de suministro de gas natural tiene diferentes etapas que van desde la exploración y extracción hasta la distribución para su consumo final. La responsabilidad de la calidad del gas en cada etapa de la cadena de suministro corresponde a quién lleva la custodia del mismo, y una vez que es aceptado por el siguiente eslabón en la cadena de suministro, este último adquiere dicha responsabilidad.

En la Tabla 3.4 se hace un comparativo de las etapas de la cadena de suministro de gas natural, para las regiones o países considerados en este entregable, describiendo el rol, así como las responsabilidades y penalizaciones por la entrega de gas natural fuera de especificaciones.



55/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 3.4 Etapas de la cadena de suministro de gas natural (GN).

Cadena de suministro Estados unidos Canadá Europa México Australia Argentina

Pro

du

cto

r

Descripción

Es el propietario de un pozo de petróleo y/o gas que lo opera. Puede vender su parte de la producción por sí mismo a través del operador del pozo, o a través de otro productor.

Requieren políticas regulatorias provinciales y federales que permitan la construcción de infraestructura para entregar GN a nuevos mercados y para exportación.

El productor (OSO) Administra la producción del GN

Obtención del hidrocarburo del yacimiento. El GN es conducido en ductos a los CPG, en donde se separa el metano de otros gases.

Un productor de GN participa en la exploración, perforación y procesamiento.

Tiene como actividad la extracción del gas de los pozos y su procesamiento

Responsabilidades

Se realizan mediciones de cantidad y calidad del gas en puntos de interconexión en la red de ductos de transporte. Se realizan ajustes para cumplir con los contratos de transporte plantas procesamiento.

La responsabilidad de la calidad del gas es del ente que lleva la custodia del mismo, y una vez que es aceptado por el siguiente eslabón en la cadena de suministro, este último adquiere dicha responsabilidad

Provee Gas natural, comunica las estimaciones de producción y capacidad.

ND

Es responsable de las mediciones de calidad del gas dentro de las instalaciones de producción y almacenamiento.

Es responsable de la calidad de gas en los puntos de recepción. Un productor que desee inyectar gas fuera de especificación pero dentro de los límites flexibilizados, deberá previamente celebrar acuerdos de corrección de calidad de gas.

Penalizaciones

Si el gas está fuera de especificación, la parte que lo entrega será responsable de los daños a las instalaciones causados por dicho gas. Si el receptor lo acepta, adquiere dicha responsabilidad.

ND ND

La Comisión aplicará sanciones por incumplimiento de la calidad de acuerdo con el artículo 86, inciso II a), de la Ley de Hidrocarburos.

En el Reglamento de Australia se prevé multas con referencia a la unidad de penalización (158.57 dólares australianos). La penalización va desde 20 unidades de penalización.

Si los productores una vez recibida la comunicación no procedieran al corte o reducción requerida, el transportista aplicará a los productores una penalidad que corresponde a un 50% de la tarifa abonada por los consumidores.

Pro

ces

ad

or

Descripción

El GN crudo se acondiciona para cumplir con la especificación de calidad y se prepara para su venta.

Desde las baterías, instalaciones de procesamiento y tanques de almacenamiento, se transporta el GN hasta los gasoductos de transmisión. Estos ductos se concentran en las zonas productoras.

ND

Actividades de separación del GN en metano, etano, propano, butano y otros compuestos más pesados. Este procesamiento tiene tres fases: endulzamiento, recuperación de licuables y fraccionamiento.

ND

Actividades de acondicionamiento de la producción de hidrocarburos a las especificaciones de calidad requeridas en los mercados finales

Responsabilidades Se realizan ajustes en la calidad del GN para cumplir con los contratos de transporte.

Se realizan ajustes en la calidad del GN para cumplir con los contratos de transporte.

ND ND ND ND

Penalizaciones ND ND ND ND ND ND

Imp

ort

a

do

r

Descripción ND ND ND

Inyección de GN en los puntos de internación o plantas de GNL a la red de ductos para consumo nacional

ND ND

Responsabilidades ND ND ND ND ND ND


Sh

ipp

er

Descripción

Compran al productor, venden a proveedores y contratan el gasoducto para el transporte del GN y tiene la titularidad del GN mientras se transporta por el gasoducto.

Cuando el cargador tiene acceso al ducto, adquiere los derechos y responsabilidades tanto de la compañía del ducto como del cargador una vez que comience el servicio.

Comerciante que compra y vende gas en una plataforma de comercio de energía (virtual o física). ND

Ente que realiza un acuerdo comercial que implica que el precio de venta del GNL cubre el costo del gas natural, los seguros y el envío a su destino.

ND

Responsabilidades ND ND

Es responsable de la calidad del gas que introduce gas al sistema. Una vez que el gas está en el sistema, LSO, SSO y DSO son responsables de mantener la calidad del gas dentro de sus instalaciones.

ND ND ND



56/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04


Penalizaciones

En caso de incumplimiento a lo acordado en la tarifa FERC, deberá pagar todas las demás tarifas, cargos, recargos y multas máximas aplicables de cualquier naturaleza.

ND ND ND ND ND

Ca

rrie

r

Descripción

Es el transportador del GNL.

ND

En España, el Transporte de GNL comprende su traslado desde las zonas de producción hasta las zonas de consumo en buques metaneros y su descarga en tanques, tanto para regasificación como para su carga en cisternas.

ND ND ND

Responsabilidades

Medición de cantidad y calidad del gas en la entrega de GN en los puntos de entrada y salida de las instalaciones. Se realizan ajustes antes de su inyección en la red de transporte para cumplir con contratos, en estaciones de ajuste.

ND ND ND ND ND


Reg

asif

icad

or

Descripción ND ND

Operador del sistema de GNL (LSO) realiza la función de

licuefacción de gas natural, o la descarga y regasificación de GNL y es responsable de la operación de una instalación de GNL.

Instalación para cambiar de fase el GNL. Existen 2 terminales de regasificación en el Pacífico (Ensenada y Manzanillo) y otra en el Golfo de México (Altamira).

Una planta en una terminal receptora de GNL que recupera el GNL de los tanques de almacenamiento y lo convierte en gas para su entrega en un sistema de ductos para usuarios finales.

Instalación en las que se devuelve el GNL a su estado gaseoso.

Responsabilidades ND ND Es práctica la implantación de un Sistema de Medición de Transferencias de Custodia (CTMS), instalado en los buques de GNL que cumple con los códigos internacionales de transporte de GNL, compatible con la terminal y calibrados regularmente.


Tra

ns

po

rtis

ta Descripción

El transporte del gas natural al mayoreo, desde el lugar donde se producen hasta las líneas de distribución que llevan los productos energéticos a los consumidores.

Los gasoductos de transmisión son los principales ductos de la red, que transportan gas natural dentro de la región y a través de las fronteras regionales o internacionales.

Gestor de la red de transporte (TSO): es responsable de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de la red de transporte en una zona determinada y, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, así como de garantizar la capacidad a largo plazo de la red para satisfacer las demandas razonables de transporte de gas.

Transporte del gas producido o importado desde su punto de origen hacia los puntos de consumo.

El gas es transportado por ductos de transmisión de alta presión desde la instalación de producción hasta el punto de entrada de la red de distribución (City gate) o a grandes usuarios.

Transporte desde las instalaciones de tratamiento hasta los grandes mercados.

Responsabilidades

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de interconexión. Se realizan ajustes durante el transporte en estaciones de ajuste. La calidad del gas suministrado es gestionada de manera individual por operadores de gasoductos interestatales.

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de entrega o cerca de ellos. Se realizan ajustes durante el transporte en estaciones de ajuste. La calidad del gas suministrado es gestionada de manera individual por operadores de gasoductos interestatales.

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de interconexión

ND

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de interconexión. Se coordina con AEMO ante fluctuaciones.

Los Transportistas serán responsables de verificar la calidad de gas en los Puntos de Entrega



57/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04


Penalizaciones

Si el gas está fuera de especificación, la parte que lo entrega será responsable de los daños a las instalaciones causados por dicho gas. Sin embargo, si el receptor ha dado su consentimiento para recibir gas no conforme, la parte que lo entrega ya no será responsable.

Las penalidades son fijadas en las tarifas acordadas entre NEB y las compañías transportistas. El receptor puede aceptar la entrega de gas fuera de especificaciones y puede hacer los ajustes necesarios para llevar dicho gas a cumplirlas; en este caso quién entrega el gas reembolsará al receptor los gastos incurridos por dichos ajustes.

ND

La CRE aplicará sanciones por incumplimiento de la calidad de acuerdo con el artículo 86, inciso II a), de la Ley de Hidrocarburos.

ND

Si los cargadores no hicieran la debida comunicación al productor para llevar a cabo los cortes o reducciones por GN fuera de especificación, la transportista aplicará la penalidad a los cargadores que corresponde a un 50% de la tarifa abonada por los consumidores.

Alm

ac

en

ad

or

Descripción

El gas natural puede almacenarse durante un tiempo indefinido en instalaciones de almacenamiento para su posterior consumo. Los operadores de estas instalaciones no son necesariamente los propietarios del gas natural almacenado.

Desde tanques de almacenamiento se transporta el GN hasta los gasoductos de transmisión.

El operador del sistema de almacenamiento (SSO) realiza la

operación y responsable del almacenamiento de GN. Se utiliza para hacer frente a la demanda estacional y el almacenamiento puede satisfacer la demanda a largo plazo. Las instalaciones de carga base tienen una baja tasa de entrega y la rotación de existencias es típicamente anual. Estos sitios de almacenamiento son normalmente campos o acuíferos agotados. También se utiliza para satisfacer el aumento de la demanda a corto plazo.

Depósito y resguardo de Hidrocarburos confinados que pueden ubicarse en la superficie, el mar o el subsuelo.

Incluye la capacidad de almacenar gas, por ejemplo: i) tuberías de transmisión ii) tanques de almacenamiento de GNL iii) instalaciones de almacenamiento subterráneo.

Es la instalación que cuenta con uno o varios depósitos con la finalidad de acopiar los combustibles líquidos y gaseosos.

Responsabilidades

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de entrada y salida de las instalaciones de almacenamiento. Se realizan ajustes después del almacenamiento en estaciones de ajuste antes la inyección en la red de transporte para cumplir con contratos.

ND


ND

Medición de cantidad y calidad del gas en el punto de inyección en la red de ductos. Se coordina con AEMO ante fluctuaciones.



Dis

trib

uid

or

Descripción

Traslada productos energéticos a granel desde el lugar donde se producen o generan hasta las líneas de distribución que transportan los productos energéticos a los consumidores.

Compañías locales de distribución o cooperativas provinciales, operan los gasoductos que entregan GN a hogares, negocios e industrias.

Operador de la red de distribución (DSO): Se encarga de la distribución, mantenimiento, desarrollo de la red de distribución en una zona determinada, de sus interconexiones con otras redes, así como de garantizar que la red pueda satisfacer a largo plazo una demanda razonable de distribución de gas.

Consiste en recibir, conducir y entregar GN a través de una red de tuberías e instalaciones que operan a media y baja presión, a usuarios en determinados centros de población. En términos del marco legal y regulatorio vigente, para llevar a cabo este servicio, se requiere de un permiso de distribución de gas natural que es otorgado para una zona geográfica.

Los gasoductos de distribución de gas transportan el gas natural desde los gasoductos de transmisión hasta los usuarios finales. Consisten ductos de alta y media presión que corren entre el City Gate y los principales centros de demanda. Este sistema de gasoductos alimenta a los gasoductos de baja presión, que entregan el gas a las empresas y a los hogares.

Son aquellas personas jurídicas titulares de instalaciones de distribución, que tienen la función de distribuir el gas natural por ductos así como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar el gas en los puntos de consumo. El GN procesado, es transportado a través de gasoductos hasta centros de distribución local, para ser medido y entregado a los clientes



58/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04


Responsabilidades

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de interconexión. La calidad del gas suministrado es gestionada de manera individual por operadores de gasoductos interestatales.

ND


ND

Medición de cantidad y calidad del gas en puntos de interconexión. Se coordina con AEMO ante fluctuaciones.


Penalizaciones ND ND ND

La CRE aplicará sanciones por incumplimiento de la calidad de acuerdo con el artículo 86, inciso II a), de la Ley de Hidrocarburos. ND

En caso de no hacer las notificaciones respectivas al cargador, al productor y al ENARGAS, será pasible de una penalización de acuerdo a los términos de la Licencia correspondiente.

Me

did

or

de c

alid

ad

d

el

Gas N

atu

ral

Descripción ND ND

Responsable de los datos medidos (MDR): responsable de

la recopilación, validación, integración y poner a disposición los datos.

ND ND ND


Proporciona datos de medición validados. Responsable de la instalación, mantenimiento, pruebas, certificación y desmantelamiento de los contadores físicos.

ND ND ND


Ge

sto

r d

e R

ed

Descripción VARIOS

(Hay diferentes redes de ductos) VARIOS

(Hay diferentes redes de ductos) ENTSOG

CENAGAS gestiona, administra y opera el SISTRANGAS

AEMO

Transportadora de Gas del Norte, Transportadora de Gas del Sur


Gestor técnico del sistema que se encarga de desarrollar, operar y mantener la red. Elabora los códigos de red.

ND

Cuenta con un estándar de calidad del gas y directrices de monitoreo. Da seguimiento a las mediciones y establece procedimiento ante fluctuaciones de la calidad del GN.

Reglamento técnico y metrológico para los sistemas de medición de gas natural con medidor ultrasónico

Penalizaciones ND ND

Sanciones de hasta el 10% del volumen de negocios anual del gestor de la red de transporte, o de hasta el 10% del volumen de negocios anual de la empresa. ND ND ND



59/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04


Co

me

rcia

liza

do

r

Descripción

Compañía de distribución local (LDC) dedicada al transporte o distribución local de gas natural desde el City Gate para su venta a clientes finales.

Suministrador (S): Realiza la

función de suministro (la venta, incluida la reventa, de gas a clientes finales).

La comercialización no implica la propiedad de la infraestructura y, en principio, debe ser realizada por entidades legalmente distintas a las titulares de los permisos de infraestructura, con el fin de evitar conflictos de interés, subsidios cruzados y cualquier comportamiento estratégico que tenga por objeto desplazar indebidamente a competidores en la actividad.

Los minoristas proporcionan servicios de facturación y gestión de riesgos de precios a los usuarios finales. Los negocios minoristas son independientes y solo operan en el segmento minorista,

Son los que adquieren gas natural (a los productores o a otros comercializadores) y lo venden a sus clientes calificados o a otros comercializadores en condiciones libremente pactadas. Los comercializadores utilizan las instalaciones de transportistas y distribuidores para el transporte y suministro de gas a cambio de un peaje.

Responsabilidades

La calidad del gas suministrado es gestionada de manera individual por operadores locales.

La calidad del gas suministrado es gestionada de manera individual por operadores locales.


ND ND ND


Re

gu

lad

or Descripción

Federal Energy Regulatory Commission (FERC)

National Energy Board (NEB), también existen reguladores regionales

Council of European Energy Regulators (CEER)

Comisión Reguladora de Energía (CRE)

Australian Energy Regulator (AER), también existen

reguladores estatales y territoriales.

Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)

Responsabilidades

Revisa las calidades e Intercambiabilidad del GN y su impacto en las empresas de GN sujetas a su jurisdicción, así como para los productores, transportadoras y usuarios finales de GN.

Regula al sector petróleo, gas y electricidad, así como sus empresas en las provincias y territorios

Aprueba los códigos de red y establece directrices de calidad del GN, establece a EASEE-g para armonizar las especificaciones.

Regula y promueve el desarrollo eficiente del transporte, almacenamiento, distribución, compresión, licuefacción y regasificación y el expendio al público de petróleo, GN, GLP, petrolíferos y petroquímicos

Regula aspectos del mercado de energía en las jurisdicciones del Mercado Nacional de Energía.

Regulación, control, fiscalización y resolución de controversias, que le son inherentes en relación con el servicio público de transporte y distribución de gas. Dictar reglamentos para el ajuste la calidad del gas y odorización

Penalizaciones IND ND ND ND ND ND

ND: No disponible



60/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

En la Tabla 3.5 se presenta una comparación internacional de las acciones realizadas cuando se inyecta gas fuera de especificaciones.

En algunos países se realizan acuerdos mutuos entre operadores y transportistas, en los cuales se define la aceptación o rechazo de una determinada calidad de gas natural, como es el caso de Estados Unidos y Canadá. En países de América de Sur (Colombia, Perú, Argentina y Brasil), la calidad del gas se debe ajustar a lo establecido en la regulación aplicable correspondiente, y en su caso se aplican las sanciones respectivas.

En la Unión Europea se han realizado grandes esfuerzos para armonizar los estándares de calidad el gas natural para desarrollar un mercado que sea eficiente, competitivo y seguro; también se han dado acuerdos contractuales sobre los parámetros de calidad transferibles entre las partes, que se establecen con el fin de evitar disputas, pero que toman como referencia los parámetros establecidos en las normas y estándares existentes. Se establece el Código de Red (Network Code) que es un contrato multilateral entre los embarcadores y transportistas de gas que define las normas de operación de las redes de transporte y es legalmente vinculante aplicado a todas aquellas transacciones transfronterizas de gas. Este código gobierna los procesos de registro de consumidores, distribución de la capacidad de la red, balance de gas, cargos por el transporte y calidad.

Este Código tiene el fin de avanzar hacia una mayor integración del mercado estableciendo normas armonizadas para toda la Unión Europea, facilitando el intercambio de gas entre zonas de forma eficiente y no discriminatoria. Los Estados miembros determinarán el régimen de sanciones aplicable en caso de incumplimiento.

Además, cada una de las redes de distribución locales de gas, junto con las redes nacionales de distribución tiene sus propios códigos de red.

En Australia, las compañías de gas deben someter a prueba o hacer que se someta a prueba el gas natural que se transporte para asegurar que cumpla la norma de calidad establecida, aunque por ley se aplica un programa de muestreo y resguardo de los registros y reportes emitidos por la industria; existiendo un intercambio de información entre grupos de consumidores. Se tiene implementado en la red de distribución el monitoreo en tiempo real y monitoreo fuera de línea mediante muestreo y análisis de laboratorio. En caso de inyectar gas fuera de especificación, se aplican multas en unidades de penalización establecidas.



61/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 3.5. Acciones realizadas cuando se inyecta gas natural fuera de especificaciones

Fuente. Elaboración propia.

País Regulación de

especificaciones de calidad

Ente regulador Práctica de avisos- alertas Acción realizada Sanciones

Estados Unidos de América

Acuerdos mutuos entre operadores / transportistas

Department of Energy (DOE) Federal Energy Regulatory Commission (FERC)

Sistema de Avisos Para informar cuándo se inyecta gas fuera de especificación

Acuerdos mutuos establecidos en una Tarifa aprobada por la FERC Establecidas en la tarifa aprobada por la FERC Cuando las partes involucradas en una disputa técnica no puedan llegar a acuerdos de la calidad del gas y la intercambiabilidad, estos litigios serán presentados ante la FERC para que se resuelva caso por caso, con un registro de los hechos y una revisión técnica.

Canadá Acuerdos mutuos entre operadores / transportistas

National Energy Board (NEB) Sistema de Avisos Para informar cuándo se inyecta gas fuera de especificación

Acuerdos mutuos Establecidas en los acuerdos mutuos.

Colombia Resolución No. 050 de 2018 Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)


Acuerdos mutuos Si el gas natural entregado por el Remitente es rechazado por el Transportador, por estar fuera de especificaciones, el Remitente deberá responder por todas las obligaciones que posea con los demás Agentes involucrados.

Perú D.S. No. 042 -99-EM OSINERGMIN No. 306-2015-OD/CD

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN)


Acuerdos mutuos Acorde a resolución OSINERGMIN No. 040-2017-OS-CD

Argentina Resolución No. 1 259/08 Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)


Acuerdos de corrección entre productores o entre transportistas y productores de gas.

% de la Tarifa TI-NQN/GBA por cada m3 std @ 9300 kcal de gas inyectado fuera de especificación.

Brasil Resolución ANP No. 16/2008 Agencia Nacional de Petróleo (ANP)


Acuerdos mutuos Multa - de R $ 20,000 (veinte mil reales) a R $ 5,000,000 (cinco millones de reales); Ley Nº 9847 de 26 de octubre de 1999

Australia AS-4564-2011 Australian Energy Market Operator (AEMO)


Acuerdos de corrección Jerarquización de respuesta al gas fuera de especificación, en función de la gravedad y la duración del evento. Las acciones a realizar se establecen en las Directrices de la calidad del gas o el NGR (Reglas nacionales de gas).

Multas en unidades de penalización. Desde 20 unidades de penalización.

Reino Unido Códigos de red Uniforme UK Gas Quality Specification

UK Gas Safety (Management) Regulations (GS(M)R)


Acuerdos contractuales Establecidas en los Acuerdos contractuales

Italia Códigos de red Autoridad Italiana de Electricidad y Gas


Acuerdo que minimice los costos y retrasos derivados del gas fuera de especificaciones.

Si el gas es rechazado definitivamente, deben eliminarse los cargos del servicio y uso de la red, pagados por el consumidor.

Unión Europea

Reglamento (CE) No. 715/2009 del Parlamento Europeo y el Consejo Códigos de red

Red Europea de Gestores de las Redes de Transporte de Gas (REGRT)

Sistema de Avisos para informar cuándo se inyecta gas fuera de especificación. La mayoría de los países monitorean más de 10 parámetros relacionados con calidad del gas, mientras que Lituania, Hungría y Francia supervisan casi 20, lo que demuestra que los países están atentos a la calidad del gas.

Acuerdos contractuales sobre los parámetros de calidad transferibles entre las partes, que se establecen con el fin de evitar disputas, pero que toman como referencia los parámetros establecidos en las normas y estándares existentes.

Los Estados miembros determinarán el régimen de sanciones aplicable en caso de incumplimiento.

España Códigos de red ENAGAS Resolución 15496 Protocolos de Detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista: PD–01 “Medición, calidad y odorización del gas” Spanish National Gas Quality Specification/Royal Decree 1434/EASEE-gas

Comisión Nacional de la Energía (CNE) Gestor Técnico del Sistema: ENAGAS

Sistema de Avisos para informar cuándo se inyecta gas fuera de especificación. La información actualizada en continuo, de los parámetros requeridos para el control y la operación a distancia de la red de gasoductos, se recibe en el sistema de control de Enagás a través de su red de comunicaciones.

El titular del punto de entrada de gas deberá informar al Gestor Técnico del Sistema (GTS) y a todos los sujetos afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia de la calidad del gas, estimando la duración posible del incumplimiento. En cualquier caso, el GTS podrá adoptar las medidas que considere necesarias para anular o minimizar el impacto que esta eventualidad pueda tener en el Sistema Gasista

El propietario del gas pagará al transportista los costos, debidamente justificados, incurridos por éste con motivo de la aceptación del gas natural fuera de especificaciones. También están autorizadas comprobaciones extraordinarias a petición de parte



62/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

4. Desarrollo del procedimiento de evaluación de la conformidad de la Norma

Con los fundamentos que se han revisado, se concluye que, para realizar la evaluación de la conformidad de un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, se deben contemplar, entre otros, tres aspectos fundamentales:

Las especificaciones que debe cumplir la calidad del gas natural.

Los procedimientos de evaluación de las especificaciones de calidad del gas natural, que se han establecido en cada caso.

Los agentes (laboratorios de prueba, laboratorios de calibración, unidades de verificación) que deben participar en su evaluación de la conformidad.

Por lo tanto, para dar cumplimiento a la norma mexicana NMX-Z-013-SCFI-2015, Guía para la estructuración y redacción de Normas, que establece los aspectos de la evaluación de la conformidad que deberán considerar la Normas Oficiales Mexicanas, se propusieron los elementos necesarios para evaluar la conformidad de la nueva NOM-XXX-CRE-aaaa,, Especificaciones del gas natural, de manera completa y precisa.



63/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

5. Estimación del impacto en la industria mexicana que puede tener ante un cambio en las especificaciones del gas natural.

Resulta de vital importancia garantizar la homogeneidad del producto inyectado en los ductos para impulsar el desarrollo del mercado nacional de gas. Es por eso que, en este estudio se analizan los diferentes parámetros que determinan la calidad del gas y sus afectaciones, se muestran las tendencias y consecuencias que pueden ocurrir al variar algún parámetro en específico por ejemplo: la ocurrencia de puntas amarillas, combustión incompleta y potencial para emisiones incrementadas de NOx y CO.

Por lo anterior, en este estudio se describen los parámetros que son considerados relevantes para los diferentes procesos y es relevante su regulación en sus límites de concentración;

Índice de Wobbe (𝐼𝑊): Es la medida más común de la intercambiabilidad de un gas, a nivel mundial. Está definido por:

IW = Poder calorífico del gas/(densidad relativa del gas)½

Es la medida del flujo de energía a través de un orificio y es un parámetro ampliamente aceptado para estimar y comparar las características de combustión de diferentes gases.

Este índice (𝐼𝑊) representa el flujo de energía del gas que es inyectado a presión constante a un quemador (Ver Figura 5.1). Cuanto mayor sea su valor, mayor será la energía asociada al flujo de gas que pasa a través de un orificio o inyector que alimenta a un quemador (Polygon Energy, 2016). La designación de un valor máximo para el índice de Wobbe se enfoca al control de los fenómenos de combustión incompleta como las puntas amarillas, la generación de altas concentraciones de monóxido de carbono y la deposición de hollín. Por otra parte, la designación de un valor mínimo para el índice de Wobbe se orienta a los fenómenos de desprendimiento y retroceso de llama. En EE.UU. y Canadá, este parámetro tiene como límite inferior entre 47.2 y 49 MJ/m3 y como límite superior entre 51.1 y 52 MJ/m3. En Europa, el intervalo recomendado por EASEE-gas es de entre 45.4 y 54 MJ/m3.

Figura 5.1. Fundamentos del índice de Wobbe.

Fuente: Polygon Energy Estado del arte intercambiabilidad de gases a nivel internacional, 2016.



64/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Poder calorífico: Es la cantidad de energía térmica producida por la combustión completa a presión constante de una unidad de volumen medido en base seca de gas natural con aire. Está clasificado en dos variantes: superior (PCS) e inferior (PCI), y la diferencia entre ambos es el calor el calor latente de vaporización del agua, por lo que el inferior indica la cantidad de calor máxima que se puede aprovechar de un combustible. No se regula en Europa y sí en Estados Unidos y Canadá. El gas natural se vende por MJ entregado.

A mayor poder calorífico de un gas, será necesaria menor cantidad en masa o volumen para generar una determinada cantidad de energía de combustión, mientras que a menor poder calorífico, la cantidad requerida será mayor, por lo que un gas de mayor poder calorífico se traducirá en un menor costo de operación del proceso en cuestión; es decir las implicaciones del consumo de gas con menor poder calorífico para la industria son que se requerirá transportar y utilizar mayor volumen para obtener la misma cantidad de energía. Existen diversos métodos estandarizados para determinar el poder calorífico. La especificación de poder calorífico la establecen con el fin de satisfacer los requisitos energéticos del consumidor a un costo comercialmente aceptable y queda convertida en parte integral del negocio de transporte y distribución de gas natural y en algunos contratos de compraventa.

Nitrógeno (N2): Es un gas inerte que tiene un efecto de dilución. Algunas consecuencias del mayor contenido de N2 son la disminución del poder calorífico y del índice de Wobbe. En el transporte se incrementa su costo al aumentar el volumen transportado, ya que es un elemento que no aporta energía. En la combustión en calderas, motores y turbinas de gas se pierde eficiencia al utilizar parte de la energía en calentar un elemento que será emitido a la atmósfera a alta temperatura, también impacta a la eficiencia el tener que aumentar el flujo de combustible para compensar una reducción en la temperatura de flama y en el poder calorífico del gas. Asimismo, aumenta las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) térmicos, particularmente en equipos no configurados con quemadores de bajo NOx. Los NOx son precursores de formación de ozono en la atmósfera y resultan en compuestos contaminantes. Los principales fabricantes de turbinas establecen un límite de 5 % en este parámetro.

Ácido sulfhídrico (H2S): Su contenido está en función del origen del gas, así como del proceso empleado en el tratamiento del gas y puede causar problemas en las tuberías y en el uso final del gas natural. Este componente del gas natural es tóxico por lo que su concentración está controlada por especificación. Durante la combustión del gas natural esta especie contribuye a la formación de dióxido de azufre (SO2), que a su vez puede dar lugar a la formación de ácido al entrar en contacto con agua generando un amplio impacto de acidificación en el suelo, en las aguas superficiales, en los organismos vivos y en las estructuras o edificaciones y puede llegar a presentar toxicidad en los humanos dependiendo de las concentraciones y del nivel de exposición. El H2S a determinadas concentraciones en el gas natural, en contacto con el metal de los gasoductos y en presencia de agua, puede provocar corrosión acelerada en la tubería, siendo sulfuro de hierro el producto de la reacción entre H2S y el óxido de hierro. Este sulfuro es un sólido



65/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

negro que puede arder espontáneamente cuando es expuesto al aire. El nivel seguro de H2S en gasoductos es de 4 ppm (5.7 mg/m3)4.

Azufre total: Es la suma total de los compuestos de azufre presentes en el gas natural. Algunos compuestos de azufre en presencia de agua causan la corrosión del acero y las aleaciones de aluminio. El ácido sulfhídrico (H2S) es el compuesto más crítico con respecto a la corrosión. La cantidad de azufre en el gas natural estriba, en que, por su naturaleza, los productos de las reacciones en la que participa generan los mismos inconvenientes que los del H2S promoviendo la formación de sulfuros de hierro. EASEE-gas recomienda un límite de 30 mg/m3 en Europa, mientras que en Estados Unidos y Canadá el espectro de estos límites es muy amplio y está entre 17 y 460 mg/m3. Por otra parte, para uso vehicular, se tiene la necesidad de mantener el control de la concentración de esta especie, por su efecto nocivo sobre el desempeño de los catalizadores utilizados en motores que operan con gas natural, los cuales son muy sensibles a la presencia de azufre. El azufre en motores de GNV, inhibe fuertemente la oxidación de metano por encima del efecto de los catalizadores de paladio (utilizados para disminuir la salida a la atmósfera de gases hidrocarburos no quemados), en cantidades relativamente bajas (1 ppm en masa) de azufre.

Dióxido de carbono (CO2): La remoción del CO2 se hace principalmente para controlar el poder calorífico del Gas Natural y para evitar el cambio de fase de CO2 en los flujos de gas. La presencia de este componente, a determinadas concentraciones puede producir corrosión por la interacción con agua formando ácido carbónico (H2CO3). Para evitar efectos corrosivos esta concentración debe ser menor a 3% en volumen. Este límite se ha establecido principalmente por las recomendaciones dadas en el estándar NACE MR0175, donde se especifica una aproximación de la condición de corrosión en tuberías a partir de la presión parcial del CO2 en el gas natural.

Máximo de inertes (%N2 + %CO2): Los inertes son gases no combustibles que normalmente están presentes en cantidades muy pequeñas, y son componentes que no participan aportando energía en el proceso de combustión, al contrario, su presencia disminuye el poder calorífico del gas y también tiene un gran impacto sobre el índice de Wobbe a través de su densidad, lo cual es evidente al comparar las densidades relativas de los inertes y las de gases combustibles; la densidad de los inertes es superior a la del metano. Si están presentes en el gas en una concentración alta, su índice de Wobbe es bajo y afectará la eficiencia de su combustión.

Oxigeno (O2): Su presencia en el gas natural se suele atribuir a la contaminación durante las diferentes actividades de la cadena del gas, o al nitrógeno o al aire inyectado como medio para moderar el índice de Wobbe. En presencia de agua libre y compuestos de azufre, el oxígeno del gas natural puede promover la corrosión de metales en tuberías y en sus sistemas asociados. Puede también contribuir a promover la actividad bacteriana que

4 The Science behind Oil and Natural Gas Pipeline Corrosion and Coatings, Chikezie Nwaoha, dec 26, 2017

https://www.corrosionpedia.com/the-science-behind-oil-and-natural-gas-pipeline-corrosion-and-coatings/2/6682)

https://www.corrosionpedia.com/the-science-behind-oil-and-natural-gas-pipeline-corrosion-and-coatings/2/6682



66/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

es generadora de H2S (corrosivo). El límite seguro para las turbinas de gas de 0.2 % mol. Para motores a gas este límite es de entre 0.5 y 1 % mol.

% Humedad: La especificación de contenido de agua en el gas natural es necesaria para prevenir la condensación de agua libre y la formación de hidratos en los gasoductos y en general en las plantas de proceso principalmente en las que operan a bajas temperaturas. Se establece como la masa de agua por unidad de volumen de gas, presente en éste. La cantidad de agua de saturación depende de la composición química del gas o en otros términos de la densidad relativa (gravedad específica), así como de la presión y temperatura de flujo de la corriente de gas. Las condiciones que determinan el máximo contenido de agua son la máxima presión de operación de la línea o del proceso y la temperatura mínima a la cual puede estar sometida la corriente de gas.

El agua juega un papel importante en el disparo de procesos de corrosión, particularmente cuando están presentes H2S, O2, CO2 5,6. Sin embargo, no es el agua en estado gaseoso la que presenta el mayor problema, sino el agua condensada. Esto no significa que el agua en estado gaseoso sea útil, pues aparte de los problemas de corrosión, el agua disminuye el poder calorífico del gas, incrementa los costos de transporte y disminuye la eficiencia de procesos de combustión. Si está presente en una cantidad excesiva puede causar corrosión del acero del gasoducto, y pueden presentarse otros efectos como condensación de vapor de agua, afectando la operación y funcionamiento de válvulas, analizadores, compresores y medidores. En Estados Unidos de América y Canadá el límite aceptado está entre 64 y 112 mg/m3.

Punto de rocío de hidrocarburos: Es un factor importante que limita el máximo nivel permisible de hidrocarburos pesados (propano, butano, pentano, etc.) en el suministro de gas. La ISO-14532 define al DPHC como “la temperatura por encima de la cual no ocurre ninguna condensación de hidrocarburo a una presión especificada”. El API 14.1 indica “que es temperatura en la cual los condensados de hidrocarburos comienzan a formar un deposito visible de gotas en la superficie, cuando el gas se enfría a una presión constante“. La medición del DPHC es importante para prevenir: a) la formación de hidratos y condensados, ya que su formación limitan los gasoductos y dañan los compresores y válvulas; b) Promueve la corrosión del ductos, generando fugas y fatiga mecánica del material; c) Puede provocar obstrucciones en los sensores de medición (Ver Figura 5.2). El control de este parámetro es el método preferido para controlar la formación de líquidos. La especificación normalmente refleja la temperatura ambiente esperada y, por consiguiente, el riesgo de que ocurra condensación de hidrocarburos pesados. En Europa, el valor se define en -2°C a 27 bar(g) (EASEEg).

5 Hagarová M.1, Cervová J.1, Jaš F., “Selected types of corrosion degradation of pipelines, Czech Asociación of Corrosión Engiiners, Koroze a

ochrana materiálu 59(1) 30-36 (2015) 6 N. Sridhar, D.S. Dunn,* A.M. Anderko, M.M. Lencka,** and H.U. Schutt, “Effects of Water and Gas Compositions on the internal corrosion of Gas

Pipelines-Modeling and Experimental Studies”, CORROSION–Vol. 57, No. 3, 2001



67/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Figura 5.2. Efecto de la formación de fase líquida de hidrocarburos pesados en el alabe de la turbina (izquierda) y acumulación en ductos (derecha).

Fuente: Michell Instruments, Mediciones de punto de rocío en gas natural, 2008.

El punto de rocío (temperatura) de hidrocarburos aumenta con el contenido de hidrocarburos pesados, en la medida que los hidrocarburos son más pesados, estos tienen una menor presión de vapor, mayor densidad y mayor poder calorífico.


Partículas líquidas: Causan alteraciones bruscas en la temperatura de la flama y en la carga de la turbina de gas, inconvenientes de la flama debido a que puede generar núcleos de condensación de las fracciones más pesadas del gas natural. Cuando la presencia de fase líquida es identificada en el gas en las turbinas de gas, se utilizan separadores y se calienta el flujo con el fin de vaporizar la fase líquida.



68/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

5.1 Impactos en equipos de combustión.

Por otro lado, se han realizado estudios sobre las afectaciones de diversos parámetros de calidad del gas natural en equipos de combustión que utilizan este combustible. En la Tabla 5.1 Como puede observarse, los parámetros más importantes son el índice de Wobbe, el poder calorífico para los equipos industriales, mientras que para los motores de combustión interna es el número de metano.

Tabla 5.1. Impacto de cambios en la calidad del gas en el desempeño de equipos que utilizan gas.

Tipo de equipos Aspectos a considerar Parámetro de

control

Sensibilidad a cambios en la calidad del gas

Quemadores domésticos

Población significativa de electrodomésticos sin regulación de presión incorporados o sin controles sofisticados

Estabilidad de flama

Desprendimiento de flama

índice de Wobbe Alto

Quemadores comerciales/industriales de calderas, hornos y calentadores de proceso

Amplio rango de uso

Eficiencia

Emisiones

Daño a equipo de transferencia de calor

índice de Wobbe

Poder calorífico Bajo a Medio

Turbinas de combustión

Eficiencia

Emisiones

Confiabilidad

Disponibilidad

Reducción de la vida útil de componentes de la Turbina

índice de Wobbe

Índice Wobbe Modificado

Índice de Gas

Índice de Combustible

Bajo a Alto

Motores de Combustión interna

Detonación (auto-ignición)

Eficiencia

Emisiones

Estabilidad de la combustión

Reducción de la vida de algunos componentes

índice de Wobbe

Número de Metano

Número de octano del motor

Alto

Fuente: Elaboración propia, 2018, con base en: Guidebook to Gas Interchangeability and Gas Quality, British

Petroleum Gas Marketing Ltd., Registered in England and Wales, number 908982. 2011, 156 p., y NGC+

Interchangeability Work Group. (2005). White Paper on Natural Gas Interchangeability and Non-Combustion End Use

5.2 Impactos en el sector industrial.

Los problemas de combustión son más acentuados en el caso de emplear un gas con alto índice de Wobbe en un equipo provisto con ajuste para un gas pobre. Esta combustión requeriría una cantidad mayor de aire a la que está ajustada para que sea completa.

Un aspecto importante a considerar tiene que ver con el efecto de la altitud sobre la combustión, pues al existir menor contenido de oxigeno la combustión no es completa.



69/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Se considera en varias regiones que el índice de Wobbe es la mínima especificación de intercambiabilidad que debería ser implementada para un control básico de la intercambiabilidad y que complemente las especificaciones de calidad de gas

Dada la diversidad y el alto grado de optimización en la utilización industrial del gas natural, no siempre es fácil predecir cómo podría responder a cambios en la calidad del gas una aplicación específica. Hay algunos procesos industriales que son más sensibles a los cambios hacia un índice de Wobbe mayor.

En el sector industrial el empleo de un gas natural con menor poder calorífico hará necesario una mayor cantidad en masa o volumen para generar una determinada cantidad de energía durante la combustión, mientras que a mayor poder calorífico, la cantidad requerida será menor, por lo que un gas de menor poder calorífico se traducirá en un mayor costo de operación del proceso en cuestión.

Por el otro lado, en el transporte por ducto, un gas natural con mayor presencia de inertes implicará mover un mayor volumen para obtener la misma cantidad de energía, lo que aumentará los costos del transporte de gas natural por uso de energía en el bombeo.

Este estudio también presenta un análisis de las afectaciones a diversos procesos industriales y dada la diversidad y el alto grado de optimización en la utilización industrial del gas natural, no siempre es fácil predecir cómo podría responder a cambios en la calidad del gas una aplicación específica. Hay algunos procesos industriales que son más sensibles a los cambios hacia un índice de Wobbe mayor, estos son:

Producción de vidrio flotado

Producción de fibra de vidrio

Hornos con atmósferas controladas

Procesos de cerámica y vidriado o porcelanizado

Procesos textiles de llama directa

En la se muestra la sensibilidad de equipos y procesos industriales a cambios del índice de Wobbe.

Como puede observarse las industrias más afectadas por cambios de entre 3% y 10% en el poder calorífico o índice de Wobbe son las del plástico, fundición de vidrio, hornos de cal, hornos de porcelana y tratamientos térmicos.

Variaciones de entre 5 y 10% afectan en menor medida a las calderas de tubos de agua y a los hornos de fundiciones metálicas no ferrosas, al recalentamiento de metales, al pulido y refinado del vidrio y a la cocción de ladrillos.



70/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 5.2. Impacto de variaciones en la calidad del gas en procesos industriales.

Nomenclatura:

Poco sensible Sensible Muy sensible

Fuente: Cordier, R, 'Impacts des variations de la qualité du gaz H dans les usages industriels', Colloque d’AFG sur la qualité du gaz, Paris, France, 2012. Citado por: Leicher, J., A Giese, K Görner, The Impact of Natural Gas Quality on Large-scale Combustion Processes in Thermal Processing Industries and Power Generation, J.of the International Flame Research Foundation, Article number 201608, December 2017 ISSN 2075-3071, 22p.

5.3 Impacto de la calidad del gas sobre los usuarios finales.

Los impactos por la variación en la composición del gas natural dependen de la tecnología de combustión empleada en los diferentes equipos. Los procesos que involucran el proceso de combustión, ya sea en sistemas industriales, comerciales o domésticos, están “afinados” y optimizados para tipos o composiciones específicas de combustible.

Los cambios en el poder calorífico y el índice de Wobbe afectan la potencia de salida y/o la relación aire/combustible del proceso de combustión.

Si un quemador es alimentado con un gas con un índice de Wobbe más alto que el índice para el cual fue diseñado, podría resultar en pérdida de eficiencia de la combustión, ya que ocurrirá combustión incompleta debido a la falta de oxígeno.

En contraste, si un quemador se alimenta con un gas con un índice de Wobbe más bajo, podría resultar en cambios en los niveles de emisión de contaminantes ya que el nivel de

Proceso Industrial

Variación del Poder calorífico Superior o del índice de Wobbe

< 3% 3 %–5% 5%-10%

Calderas de tubos de humo

Secado

Calderas de tubos de agua

Fundición (metales no ferrosos)

Recalentamiento de Metales

Pulido y refinado de vidrio

Cocción de ladrillos y baldosas

Tratamientos térmicos en atmósfera protectora

Fundición de vidrio (contenedores)

Cocción de porcelana

Hornos de cal, calcinación de arcillas y de alúmina

Fundición de vidrio (vidrio flotado)

Industria del plástico, flamas como herramientas



71/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

exceso de aire se incrementa sustancialmente, y en pérdida de eficiencia porque se incrementa el nivel de oxígeno en los gases de combustión.

El aumento no controlado del IW puede ocasionar disminución de la vida útil y confiabilidad de la turbinas de combustión, así como disminución del desempeño de las calderas, y daño a intercambiadores de calor por depósitos de hollín

En general, los siguientes aspectos relacionados con el fenómeno de combustión y con las características de las emisiones, se ven afectados al presentarse variaciones en la composición del gas:

• Dinámica de la combustión (inestabilidad de la flama por fluctuaciones de presión y vibración, retroceso de flama, desprendimiento de flama)

• Combustión incompleta (producción de CO, puntas amarillas) • Niveles más altos de emisiones contaminantes (CO, NOx, hidrocarburos

inquemados) • Eficiencias más bajas • Problemas de ignición • Problemas termoacústicos

El gas natural se vende por MJ entregado. A mayor poder calorífico de un gas, será necesaria menor cantidad en masa o volumen para generar una determinada cantidad de energía de combustión, mientras que a menor poder calorífico, la cantidad requerida será mayor, por lo que un gas de mayor poder calorífico se traducirá en un menor costo de operación del proceso en cuestión; es decir las implicaciones del consumo de gas con menor poder calorífico para la industria son que se requerirá transportar y utilizar mayor volumen para obtener la misma cantidad de energía.

5.4 Parámetros mínimos a regular.

A partir del monitoreo de la composición química del gas natural (que incluye la medición

de metano y etano), es posible monitorear de manera indirecta algunos parámetros de

calidad del gas mediante medio métodos y modelos termodinámicos. Las estimaciones de

los parámetros de calidad del gas mencionados deben realizarse a condiciones de

referencia definidas en la norma vigente.

El metano y etano se determinan mediante la cromatografía de gases, la cual proporciona

información detallada de la composición del gas natural. La norma ISO-10723 define el

procedimiento que debe utilizarse para evaluar el funcionamiento de un cromatógrafo de

gases. Los cromatógrafos de gas son muy útiles y potentes, tienen la capacidad potencial

de analizar cualquier mezcla de componentes, siempre que puedan existir en la fase

gaseosa a temperaturas inferiores a 200 grados °C.

A partir de la composición química es posible estimar los siguientes parámetros de calidad

del gas natural:



72/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

• Índice de Wobbe (mínimo y máximo) y su variación diaria, implica la estimación del

poder calorífico (superior e inferior), así como su respectiva densidad relativa

• Contenido de N2 y CO2

• Contenido de oxígeno (O2)

• Temperatura de rocío de hidrocarburos

• Humedad (contenido de H2O)

• Contenido de ácido sulfhídrico (H2S)

• Contenido de azufre total (S)

Para monitorear la composición química del gas natural, se requiere un sistema de

cromatografía en línea que permita analizar la muestra de gas de manera continua con

promedios de 5 a 10 minutos. En el mercado existen equipos cromatográficos que

incorporan un detector de Ionización de flama (FID) por sus siglas para medir las

concentraciones de hidrocarburos C1 a C12 y otro detector de conductividad térmica (TCD

por sus siglas en inglés) para obtener las concentraciones de N2, CO2, O2 y H2S).

El contenido de agua es posible determinarlo con analizadores electrónicos continuos que

funcionan respaldados por el método ASTM D-5454.

La estación de medición en debe contar con los sensores adecuados para la medición de

la presión, temperatura y flujo del gas natural que es transportado en el ducto, información

requerida para el cálculo de las propiedades a condiciones de referencia, el control

operacional y de aspectos de seguridad del sistema de ductos. Adicionalmente, la

tecnología actual permite acoplar un software a los equipos de medición puede para

mostrar los parámetros medidos directamente y calcular aquéllos que son estimados

indirectamente.

Por otro lado, PEMEX Transformación Industrial manifestó a la CRE, que el etano tiene un

valor comercial mayor al del gas natural, por lo cual deben recuperarlo al máximo posible

para su uso posterior en procesos petroquímicos.

Con base en lo anterior, la Norma de calidad de gas natural en México contiene cinco

parámetros que podrían adecuarse:

- Poder calorífico. Este parámetro es utilizado para fijar el precio del gas natural, sin

embargo para efectos de calidad, el índice de Wobbe es un parámetro que puede

utilizarse para evaluar la intercambiabilidad de diferentes calidades de gas natural, es

decir, sí dos corrientes de gas natural tienen el mismo índice de Wobbe son

intercambiables, por lo cual se sugiere incluir solamente índice de Wobbe.

Porcentaje de nitrógeno. Es redundante con el parámetro del total de inertes (CO2 y N2)

y el límite en el contenido de dióxido de carbono (CO2). Se recomienda incluir solamente

Total de inertes.



73/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

- Porcentaje de metano. Las especificaciones del poder calorífico y del índice de Wobbe

proveen lo necesario respecto a las características de combustión del gas natural.

Además, no está regulado en Europa y en EE.UU. Se recomienda eliminar este

parámetro.

- Porcentaje de etano. Del mismo modo que en el caso del metano, el poder calorífico y

el índice de Wobbe proveen lo necesario respecto a las características de combustión del

gas natural. Además, no está regulado en Europa y en EE.UU. Se recomienda eliminar

este parámetro.

- Variación máxima diaria del porcentaje de nitrógeno. Esta variación afecta al poder

calorífico y al índice de Wobbe. Sin embargo, ya que está establecida en la NOM una

variación máxima del índice de Wobbe y un contenido máximo de inertes totales, se

recomienda eliminar este parámetro.

Con base en el análisis presentado en este informe, los cambios recomendados a incluir en la actualización de la Norma NOM-001 son los mostrados en la Tabla 5.3.

Considerando los cambios recomendados a los parámetros analizados para la actualización de la Norma NOM-001, se esperaría que los impactos en la industria mexicana sean positivos en el sentido de que se reducirán gradualmente los impactos por corrosión, operación de gasoductos y en los equipos que utilizan el gas natural. La reducción gradual del porcentaje de nitrógeno en el gas natural de la Zona Sur, permitirá transportar un mayor contenido energético y cumplir en el uso final con las especificaciones de los principales fabricantes de turbinas.



74/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 5.3. Mínimo Número de Parámetros Regulados y sus valores deseables.

Propiedad

Unidades

Valores propuestos

Justificación Zona Sur

Resto del país

Oxígeno (O2) Max. % Vol. 0.2 0.2 Se recomienda mantener el valor actual. (Límite seguro

para turbinas a gas natural)

Total de inertes

(N2 + CO2) Max. % Vol. 8.0 4.0

Se recomienda reducir este valor en la Zona Sur gradualmente para que en 5 años sea de 5 % vol. (Límite

recomendado por fabricantes de turbinas)

Temperatura de rocío de hidrocarburos Max.

K (°C) 271.15

(-2°C)

271.15

(-2°C)

Se recomienda mantener el valor actual, para evitar condensación no deseada de hidrocarburos.

Humedad (H2O) Max. mg/m3 110 110

Se recomienda mantener el valor actual, y reducirlo gradualmente para que en 10 años alcance el valor de 64 mg/m3, consistente con lo establecido en la mayoría de los

ductos de EE.UU:

Índice de Wobbe – Min. MJ/m3 46.2 48.2 Se recomienda que en un plazo de 5 años este valor sea

de 48.2 MJ/m3 en ambas Zonas, consistente con lo establecido en la mayoría de los ductos de EE.UU.

Índice de Wobbe – Max. MJ/m3 53.2 53.2

Se recomienda mantener el valor actual, que es consistente con lo establecido en Europa. En un plazo de 5 años reducirlo a 52 MJ/m3 para hacerlo consistente con

lo establecido en EE.UU.

Índice de Wobbe, - Variación máxima diaria

% ±5.0 ±5.0

Se recomienda mantener el valor actual, para hacerlo consistente con EE.UU. (+/- 4 %) y Europa (+/- 5.6 %) y

evitar daños causados por variaciones mayores en algunos procesos industriales.

Ácido sulfhídrico (H2S) Max. mg/m3 6.0 6.0 Se recomienda mantener el valor actual. (Límite seguro

para gasoductos)

Azufre total (S) Max. mg/m3 150 150

Se recomienda mantener la especificación actual, que es menor al de algunos gasoductos en EE.UU, y Canadá. Se puede reducir gradualmente en 5 años a 115 mg/m3 y en 10 años a 30 mg/m3 consistente con las especificaciones

Europeas y de California

Material sólido

Libre de sólidos, polvos, gomas y cualquier otro sólido que pueda ocasionar deterioro en ductos y sus instalaciones

Se recomienda mantener la especificación actual, consistente con las especificaciones de EE.UU y Europa

Material líquido Libre de agua, de aceite e hidrocarburos líquidos

Se recomienda mantener la especificación actual, consistente con las especificaciones de EE.UU y Europa




75/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

6. Estimación del impacto que pueden tener los parámetros más críticos del gas natural

El presente documento forma parte de la asesoría técnica a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en la revisión y proceso de mejora de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, “Especificaciones del Gas Natural”, aportando elementos, evidencias de estudios propios y referencias internacionales, que permitan evaluar y definir los aspectos de mejora de la norma, tomando en cuenta los requerimientos tecnológicos, ambientales, metodológicos y su viabilidad económica.

Con base en las propuestas de modificación a las especificaciones de la NOM-001, se realizó la evaluación del impacto esperado en la industria a nivel nacional por la adopción de nuevas especificaciones del gas natural, con base en un estudio costo-beneficio, incorporando información disponible, así como en un análisis de la experiencia internacional, y considerando las fuentes actuales de gas natural en el país.

De la comparación de los resultados de los cuatro escenarios analizados, se desprende que la Escenario Alterno 3 (¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.), consistente en la instalación de dos trenes de Unidades de Remoción de Nitrógeno (NRU) es la que presenta mayor relación beneficio-costo.

Tabla 6.1. Resumen comparativo de escenarios evaluados.

Concepto

Escenario Base Producción con gas natural con

15.52% de nitrógeno

Escenario Alterno 1

Importación vía gasoducto Texas-

Tuxpan

Escenario Alterno 2

Importación desde Port

Arthur Texas vía FRSU en

Pajaritos, Ver.

Escenario Alterno 3. Instalación de

dos trenes de NRU para

acondicionar del gas a 6 % de N2

Valor presente de costos (MMUSD)

8,525 7,294 7,638 6,687

Valor presente de beneficios (MMUSD)

6,429 6,765 6,765 6,765

Beneficio/Costo 0.75 0.93 0.89 1.01


Del análisis de las tablas de beneficios del Escenario Base y el Escenario Alterno 3, resulta que los consumidores pierden anualmente 26.3 MMUSD en el caso del sector eléctrico y 15.9 MMUSD para el sector industrial, ver ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., para lo cual resulta insuficiente la bonificación de 2.8 MMUSD anuales.

Estas pérdidas superan los costos de instalación de la planta NRU, como lo demuestra el hecho de que la relación beneficio-costo del Escenario Alterno 3 (B/C=1.01) sea mayor a la de la Escenario Base (B/C=0.75).

Para acondicionar el gas natural con un contenido de nitrógeno de 15.52%, la NRU requiere de una inversión de 336 MMUSD y unos costos de operación anuales de 38 MMUSD, tras lo cual se obtendría gas natural con un contenido de nitrógeno de 6%.



76/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

Tabla 6.2. Resumen del análisis de beneficios para el Escenario Alterno 3

Concepto (MMUSD/año)

Escenario Base Producción con gas

natural con 15.52% de nitrógeno

Escenario Alterno 3. Instalación de dos trenes de NRU para acondicionar del gas a 6 %

de N2

Beneficio por acondicionamiento del

gas natural

Valor de la energía – Sector eléctrico

478.5 504.9 26.3

Valor del vapor – Sector industrial

273.8 289.7 15.9




77/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

7. Estudio sobre la utilidad de contar con un sistema de avisos para la entrega de gas natural fuera de especificaciones.

7.1 Estudio sobre la utilidad de contar con un sistema de avisos para la

entrega de gas natural fuera de especificaciones.

Se realizó un análisis estadístico entre 2011 y marzo de 2018 de los principales parámetros establecidos en la NOM-001-SECRE-2010: contenidos de metano, etano, CO2, nitrógeno e inertes, poder calorífico, índice de Wobbe, temperatura del punto de rocío de hidrocarburos y ácido sulfhídrico.

El análisis de datos realizado durante los años 2011 a 2018 de la información proporcionada por la Comisión Reguladora de Energía presenta que siempre existen valores fuera de norma en alguno de los parámetros siguientes: metano CH4, dióxido de carbono CO2 nitrógeno N2, inertes: CO2 + N2, etano C2H6, temperatura de rocío de hidrocarburos, humedad, poder calorífico e índice de Wobbe (MJ/m3).

Una vez analizada la información de este documento, se sugiere que la adopción de un sistema de alerta dentro de la norma es conveniente, con la finalidad de prevenir que el gas natural cumpla con la calidad establecida en la Norma Oficial Mexicana que se expida para regular la calidad durante su, transporte, almacenamiento y distribución.

El sistema de alertas debe conformarse robustamente aprovechando los avances tecnológicos y la infraestructura existente, considerando la integración del monitoreo en línea a través de un sistema tipo SCADA. La experiencia internacional muestra que en Australia se emitió en un documento conocido como “Gas Quality Guidelines” que prevé el funcionamiento del sistema de alertas. No es materia de una Norma, sino de un protocolo de respuesta a desviaciones en la calidad del gas por parte del Operador Australiano del Mercado de Energía (AEMO). En EE.UU. y Canadá el Sistema de Alertas se rige por acuerdos mutuos contractuales.

Los términos de la NOM-001 nueva deben ser similares a los establecidos en la actual estableciendo tres tipos de alerta; Roja, emergencia Operativa y Emergencia Severa. Debe actualizarse la resolución 596/2014 y hacer cumplir a los suministradores y permisionarios con el marco regulatorio. La medición debe ser trazable, por lo tanto es importante que en la NOM se incluya un procedimiento de evaluación de la conformidad. Esta medición permitirá identificar al responsable del almacenamiento, transporte y distribución, del gas natural fuera de las especificaciones reguladas en la NOM.



78/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

7.2 Análisis de la factibilidad de implementación en México de un

sistema de avisos para la entrega de gas natural fuera de

especificaciones.

El 19 de marzo de 2010, la CRE publicó en el DOF la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural actualmente vigente. Por otro lado se emitió el 11 de agosto de 2014 la Resolución número RES/596/2014 que determina las medidas que deberán implementar los suministradores y permisionarios de sistemas de transporte, distribución y almacenamiento de gas natural para dar cumplimiento a lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural, así como el sistema de alertas para informar oportunamente a sus usuarios sobre la entrega de gas natural fuera de especificaciones.

En este documento se analizó la viabilidad técnica y económica de la implementación de un Sistema de Alertas en el SISTRANGAS.

A partir de este análisis, se concluyó que la adopción de un sistema de alertas es factible, con la finalidad de prevenir que el gas natural cumpla con la calidad establecida en la Norma Oficial Mexicana en su operación, transporte y comercialización.

Se propone que los términos de la NOM-001-nueva deben ser similares a los establecidos en la actual estableciendo tres tipos de alerta; Roja, emergencia Operativa y Emergencia Severa. Debe actualizarse la resolución 596/2014 y hacer cumplir a los suministradores y permisionarios con el marco regulatorioEl sistema de alertas puede conformarse robustamente aprovechando los avances tecnológicos y la infraestructura existente, considerando la integración del monitoreo en línea a través del sistema tipo SCADA.

El sistema SCADA puede incluir monitoreo de parámetros de la calidad del gas natural para que sean usados por el sistema de alertas y que sea monitoreada en tiempo real.

El sistema de alertas es factible de que técnicamente pueda implementarse mediante un apartado que incluya las acciones que siguen los países como Australia (Notificar, Mitigar, Reducir, Reinstalar) y en su caso, elaborar un acuerdo de penalización por entregas de gas natural fuera de especificaciones, como se tiene implementado en Argentina.

La medición debe ser trazable, por lo tanto, es importante que en la NOM se incluya un procedimiento de evaluación de la conformidad. Esta medición permitirá identificar al responsable de la distribución, transporte o comercialización del gas natural fuera de las especificaciones reguladas en la NOM.

Desde el punto de vista económico, de acuerdo con información de CENAGAS y con base en el Informe de Autoevaluación de CENAGAS del primer semestre 2016 y en el proyecto de presupuesto de egresos de la Federación 2018, el monto de inversión requerido es de 3,472 USD/km y su mantenimiento es de 1,406 USD/km-año. Por lo anterior se concluye que es factible económicamente, ya que si SISTRANGAS lo puede incluir, cualquier otro operador debe cumplir al menos con los estándares de CENAGAS.



79/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

8. Análisis sobre las diferencias máximas entre valores de equipos en línea y mediciones de laboratorios acreditados.

Mediante la aplicación de diferentes metodologías y pruebas estadísticas a la base de datos, desarrollada a partir de la información proporcionada por la CRE de las diferencias entre las mediciones de calidad reportadas por los equipos en línea y aquéllas reportadas por los laboratorios para los mismos sitios y fechas en el año 2015, se determinar que:

El metano como parámetro de calidad del gas natural medido un laboratorio tiene una reproducibilidad y buena aproximación con la medición en línea del permisionario, el conjunto de datos tiene una correlación de 0.59 y una pendiente de 0.856, aunque existen algunos datos que están fuera del intervalo de confiabilidad del 95%. Al aplicar las diversas pruebas estadísticas, para contrastar la prueba de hipótesis nula (no existen diferencias estadísticamente significativas) y la alterna (si existen diferencias estadísticamente significativas). Las mediciones efectuadas por el permisionario y el laboratorio en el mismo punto y fecha no tienen diferencias estadísticamente significativas, existiendo una similitud aproximadamente del 70%.

Para el caso del oxígeno, cabe hacer mención, que el conjunto de datos de las mediciones realizadas por el permisionario y el laboratorio son pocas, solo existen 11 parejas de datos (mediciones del permisionario y del laboratorio), por ello no es posible determinar si existe o no una diferencia estadísticamente significativa. Este parámetro de calidad del gas natural ha tenido dificultades de medición por parte del permisionario.

Con respecto a las mediciones de dióxido de carbono realizadas por el permisionario y el laboratorio, existe una buena correlación (0.777) y una pendiente de 0.876, valores estadísticos que indican una aceptable relación entre las mediciones, existen pocos valores que se salen del rango de confiabilidad (0.95 nivel de confiabilidad). Los resultados de las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

Las mediciones de nitrógeno realizadas por el permisionario y el laboratorio tienen una correlación de 0.543 y una pendiente de 0.641, existen valores que están fuera del rango de confiabilidad (0.95 nivel de confiabilidad), se observa que los valores menores a 0.7 %vol. de nitrógeno se aproximan más al rango de confiabilidad, por el contrario al aumentar la concentración de nitrógeno los valores se alejan del rango de confiabilidad (el laboratorio sobre estima el valor medido por el permisionario). Las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

El parámetro de inertes totales medidos por el permisionario y el laboratorio tienen una aceptable correlación, siendo de 0.644 y una pendiente de 0.705, existen algunos valores que se salen del rango de confiabilidad (0.95 nivel de confiabilidad). Los resultados de las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas entre ambas mediciones, obteniendo una similitud aproximadamente del 90%.



80/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

La correlación entre el etano medido por el permisionario y el reportado por el laboratorio es buena, siendo de 0.794 y una pendiente de 0.914, aunque existen algunos valores que se salen del rango confiabilidad. Las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

Por lo que respecta al parámetro de la temperatura de roció de hidrocarburos, el factor de correlación medida por el permisionario y el laboratorio es de 0.198 con una pendiente de 0.397, ambos valores están afuera de los rango de aceptabilidad, un factor de correlación bajo indica que existe mucha dispersión entre los datos. Una pendiente inferior a 0.5 indica que no existe una buena relación entre las mediciones. Las pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna, indican que si existen diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones del permisionario y el laboratorio, llegando a obtener una similitud de 20%. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada, se debe de revisar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

El parámetro de la humedad, tiene un factor de correlación de 0.186 y una pendiente de 0.586 entre la medición del permisionario y el laboratorio, en particular el factor de correlación es bajo y varios valores están a fuera del rango de confiabilidad, es decir hay mucha dispersión entre los datos. Los resultados de las diversas pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que si existen diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones del permisionario y el laboratorio, llegando a obtener una similitud de 40%. La medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada.

La medición del parámetro del poder calorífico superior (PCS) mínimo, realizado por el permisionario y el laboratorio tiene un factor de correlación de 0.15 y una pendiente de 0.816, en particular el factor de correlación es muy bajo. Se observa en su respectivo gráfico, dos agrupamientos, uno por abajo de la pendiente ideal de 1.0 y varios valores están a fuera del rango de confiabilidad, es decir hay mucha dispersión entre los datos. Los resultados de las diversas pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que si existen diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones del permisionario y el laboratorio. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada. La medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

Para el poder calorífico superior (PCS) máximo, se identificó que diversos permisionarios y laboratorios reportan valores idénticos entre el PCS mínimo y el PCS máximo, solo en algunos casos no sucede esta situación. El factor de correlación es de 0.187 y una pendiente de 0.406. Los resultados de las pruebas estadísticas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 70%.

Las mediciones del índice de Wobbe mínimo realizadas por el permisionario y el reportado por el laboratorio son adecuadas, el factor de correlación es de 0.514 y una pendiente de 0.621, existen algunos valores que se salen del rango de confiabilidad del



81/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

95%. Los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 80%.

Las mediciones del índice de Wobbe máximo efectuadas por el permisionario y el reportado por el laboratorio son adecuadas, el factor de correlación es de 0.5 y una pendiente de 0.613, existen algunos valores que se salen del rango y de la zona de confiabilidad 95%. Los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna, indican que no existen diferencias estadísticamente significativas, obteniendo una similitud aproximadamente del 70%.

Con respecto a las mediciones del Ácido sulfhídrico efectuadas por el permisionario y el laboratorio, se obtiene un factor de correlación de 0.47 y una pendiente de 0.559, ambos valores son bajos, indicando poca relación entre ambas mediciones. Este parámetro tiene poca cantidad de datos (38) y es menor que en los casos previos, hay varios datos faltantes por parte del laboratorio y no guardan una buena similitud entre las mediciones. Se observa que entre menor sea el valor de concentración de H2S (0.3) existe mejor relación entre ambas mediciones; por el contrario al aumentar el valor de 0.3 las diferencias en general son mayores. Debido al bajo conjunto de datos, los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna pueden tener un sesgo. Se obtiene una similitud aproximadamente del 60%. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada, la medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

Para el caso del azufre total, existen pocos datos para hacer una comparación más robusta, existen solo 7 conjuntos de datos, y el 50% de dicho conjunto son valores de cero. Por lo anterior los factores de correlación y la pendiente no son representativas de la relación que existe entre las mediciones realizadas por el permisionario y el laboratorio. Debido al bajo conjunto de datos, los resultados de las diferentes pruebas estadísticas aplicadas para contrastar la hipótesis nula y la alterna pueden tener un sesgo, pero en general indican que si existen diferencias significativas entre las mediciones. La medición de este parámetro es susceptible a ser mejorada, la medición de este parámetro debe ser revisada para determinar las posibles fuentes de error en ambas mediciones.

En conclusión el análisis estadístico indica que de los 14 parámetros medidos, 8 (CH4, CO2, N2, total de inertes, C2H6, poder calorífico superior máximo, índice de Wobbe mínimo e índice de Wobbe máximo) muestran una buena correlación entre las mediciones del permisionario y el laboratorio, no existiendo diferencias estadísticamente significativas.

Hay 4 parámetros de calidad del gas natural (temperatura de rocío de hidrocarburos, humedad, poder calorífico superior mínimo y H2S) que presentan diferencias estadísticamente significativas entre las mediciones realizadas por el permisionario y el laboratorio.

Existen 2 parámetros (oxígeno y azufre total) con pocos datos que no permiten realizar una certera categorización para determinar si hay diferencias estadísticamente significativas, pero si siguieren que se debe de mejorar las mediciones de dichos parámetros, en el caso del azufre total el permisionario realizó estas mediciones en sus instalaciones.



82/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04



83/83

Fo

rma

to:0

4A

I-0

3-0

5-F

G-0

8V

er.

5 M

AP

04

informe técnico · informe técnico proyecto f.62370 asesoría técnica para la revisión de la...

Documents