Gaseoductos de transporte

INDICE
Introducción.
1. − Evolución histórica.
2. − Materiales de fabricación.
3. − Construcción y tendido.
4. − Tendido en cruces especiales.
5. − Mantenimiento de los Gasoductos.
6. − Costes de fabricación.
7. − Gestión de riesgos.
8. − Estación de compresión.
9. − Estación de regulación y contaje en las estaciones de suministro.
10. − Sistemas de cominicación y telecontrol.
11. − Red de gasoductos de transporte en España.
Bibliografía
INTRODUCCIÓN
GASODUCTO: Tubería de gran longitud, generalmente enterrada, que sirve para transportar gas combustible
(generalmente gas natural). El transporte del gas natural mediante tuberías es una de las mayores empresas
acometidas en la actualidad por el transporte de la energía necesaria en el mundo moderno. Sin embargo, un
oleoducto de un diámetro dado puede transportar, económicamente, alrededor de cuatro veces más calorías en
forma de petróleo crudo que un gasoducto que transporte metano, cuya densidad, incluso si está comprimido,
será siempre mucho menor. ( Enciclopedia Larousse Universal, 1986).
Los Gasoductos en España constituyen un elemento básico para la creciente diversificación de la estructura de
aprovisionamientos de gas natural en la península e incluso en otros países europeos, o para lograr una
integración de los sistemas gasistas de Portugal y España. Por otra parte, el trazado de gasoductos dentro de la
península han permitido que todas las comunidades autónomas españolas puedan disponer de gas natural y la
posibilidad de afrontar con competitividad y eficacia la demanda de esta energía en toda la península.
El fuerte crecimiento experimentado por el sector del gas desde mediados de los noventa, con su
consolidación y ramificación en torno al Grupo Gas Natural, que ha alcanzado tras la integración de Enagás,
una dimensión similar a la de otros grandes grupos gasistas europeos. De ahí la gran importancia de la red de
gasoductos en España.
1. − EVOLUCION HISTORICA
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En la antigüedad los chinos usaban el bambú como tubería para llevar el gas natural desde los yacimientos
hasta las poblaciones que deseaban utilizarlo. Cuando el gas se transportó en Fredonia se usaron maderos
huecos. Peros los troncos y los tallos huecos no son prácticos como tuberías largas. Fue cuando se
desarrollaron las tuberías de acero y hierro para transportar el gas natural a grandes distancias. Hoy en día
existen gasoductos subterráneos de acero de más de un millón de millas para el transporte del gas natural en
los Estados Unidos, los cuales van desde 200,000 pozos hasta las áreas donde lo van a consumir más de 160
millones de clientes. Los gasoductos van desde los campos de gas en Texas y Canadá hasta California, y
desde los pozos en Louisiana hasta Nueva Inglaterra. Existen gasoductos extensos en América del Sur y en
otras partes del mundo. Como Puerto Rico es una isla, el gas natural se tiene que traer en barcos especiales.
Embarcar gas natural en forma de vapor no tiene sentido − sería como llenar un barco grande con aire y
fletarlo a través del mar. Aún si el gas estuviera comprimido, no cabría suficiente cantidad de gas para
justificar el valor del viaje. Para superar este problema y traer gas natural a Puerto Rico, hay que enfriar el gas
a una temperatura muy baja y convertirlo a líquido. Cuando el gas natural está en su estado líquido, se le llama
gas natural licuado o GNL en forma abreviada. Cuando el gas natural está licuado, 615 pies cúbicos de vapor
se convierten en un pie cúbico de líquido, por lo que requiere menos espacio de almacenamiento. De esta
manera, una mayor cantidad de gas natural se puede colocar en cada barco.
Los barcos diseñados para cargar GNL son muy especiales. Utilizan materiales resistentes a temperaturas muy
frías. Son los llamados materiales criógenos. Si el GNL se colocara en un tanque de acero común, éste se
agrietaría debido a la temperatura tan fría. En la construcción de estos barcos también se aplican técnicas
especiales. En lugar de tener solamente una capa de acero que separe los tanques del agua, se utilizan dos
capas de acero. Entre las dos se utiliza una capa gruesa de material aislante. La tripulación a bordo de estos
barcos está altamente entrenada por peritos que los capacita para manejar en forma segura y experta cualquier
situación difícil que pueda presentarse convirtiéndolos en los mejores marineros. En todos los años en que el
GNL ha sido transportado en barcos, nunca ha ocurrido un derrame mayor. De ocurrir alguno, el gas natural
líquido se transforma nuevamente en gas y se evapora en el aire sin causar daño porque es más liviano que el
aire. No flotaría hacia nuestras playas ni causaría daño a nuestros peces y aves. Cuando el GNL llegue a
Puerto Rico, se bombeará del barco a grandes tanques aislados que actúan como botellas termo que mantienen
el gas frío. Estos tanques están construidos con los mismos materiales criógenos que los tanques de los barcos.
Alrededor de cada tanque de reserva se construye una pared para poder prevenir una filtración. Tanques como
estos se vienen usando en los Estados Unidos desde hace más de 50 años y sin accidentes. Japón, una nación
isla sin reservas de gas natural, tiene más tanques de este tipo que cualquier otro país.
Lo único que se requiere para convertir el GNL a su condición normal de vapor es un poco de calor. Cualquier
fuente de calor es suficiente. Puede ser una llama, agua tibia de mar o aire. Una vez que el gas natural se
convierte en vapor puede transportar alrededor de Puerto Rico a través de largas tuberías llamadas gasoductos
de transmisión de gas. Estos gasoductos están hechos de acero común para llevar el gas natural hasta su
destino final. Las tuberías más pequeñas, llamadas gasoductos de distribución de gas, llevan el gas a través de
las últimas millas de su recorrido, hasta su destino, que puede ser una planta eléctrica, un negocio o una
residencia. Hoy en día, los gasoductos llevan el gas natural a casi todas las áreas pobladas de los Estados
Unidos y Canadá. Si en realidad se sumaran todos los gasoductos juntos en América del Norte éstos le podrían
dar la vuelta a la tierra 40 veces. Cada estado en los Estados Unidos tiene servicio de gas natural. Igual sucede
en las áreas más pobladas de Canadá y en América del Sur. El sistema de distribución se está expandiendo en
forma rápida para poderle sacar el mejor provecho a este combustible limpio y barato. La materia puede
existir en tres estados − sólido, líquido y gaseoso. El mejor ejemplo para explicarlo es el agua. A temperatura
ambiente el agua es líquida. Cuando el agua se hierve, se convierte en vapor. Cuando el agua se congela se
convierte en hielo, un sólido. Pues bien, lo mismo ocurre con el gas natural, pero a distinta temperatura. A
temperatura ambiente, el gas natural es un vapor. El gas natural necesita enfriarse a −259 grados Fahrenheit
para volverse líquido. Si se enfría más allá de −296 º F se vuelve sólido. El gas natural se convierte en líquido
al enfriarlo en varias etapas. Antes de que el gas natural se pueda licuar hay que limpiarlo cuidadosamente
removiendo aquellos materiales que pueden convertirse en sólidos durante el proceso de enfriamiento.
Recuerda que el gas natural contiene pequeñas cantidades de propano, butano, óxido de carbono y agua.
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Todos estos materiales se vuelven hielo antes de que el gas natural se vuelva líquido. Dejar estos materiales en
el gas natural causaría problemas en el bombeo y transporte del GNL a los barcos y dentro de los tanques de
almacenamiento. Lo que es especialmente bueno acerca de este proceso es que el gas natural que va llegar a
Puerto Rico será más limpio que el que se encuentra en los gasoductos de Estados Unidos o de otros países. El
proceso que les he descrito se lleva a cabo en grandes plantes industriales que cuestan muchos millones de
dólares. Existen solamente 10 plantas de estás en el mundo. En la medida en que el gas natural va alcanzando
más popularidad como combustible limpio y ambientalmente benévolo, varias naciones con abundantes
reservas de gas están planeando construir plantas de liquifacción para poder vender su combustible a otros
países.
2. − MATERIALES DE FABRICACION
El material principal que se emplea para la construcción de los Gasoductos de transporte es el acero al
carbono de alta resistencia debido a que puede soportar altas presiones. Su fabricación se basa en la norma
americana API 5L que define sus características. Las conducciones de gas natural podemos dividirlos
dependiendo de su uso en tres grandes grupos:
− Red de transporte a alta presión constituida por los gasoductos propiamente dichos operando a presiones del
orden de los 60 a 80 bares.
− Redes de distribución industrial constituida por ramales, anillos o semianillos trabajando a presiones entre
los 16 y los 25 bares.
− Redes de distribución doméstico−comercial constituidas por extensas mallas en el interior de las ciudades
que deben trabajar a presiones inferiores a los 10 bares con tendencia a operar con presiones por debajo de los
4 bares.
Para este tipo de conducciones las tuberías se revisten exteriormente de polietileno, soldadas en toda su
longitud y enterradas. Deben disponer de protección catódica mediante corriente impuesta, e instalarse a
distancias determinadas dispositivos o válvulas de corte y venteo, así como las derivaciones adecuadas para la
medición y reducción de la presión del gas, esto es imprescindible para evitar la corrosión en las tuberías.
Los sistemas de protección catódica son dos:
− Ánodos de sacrificio.
− Corriente impresa.
Las tuberías de acero enteradas se ven sometidas a ataques físico−químicos del medio que les rodea y que
provoca en ellas corrosión de diferentes tipos que reducen de forma importante su vida útil si no se protegen
adecuadamente. <para la protección es práctica generalizada enterrar las tuberías con una protección pasiva
consistente en un material de revestimiento protector, cuyas características más importantes deben ser:
− Resistividad elevada.
− Bajo nivel de absorción de agua.
− Baja permeabilidad.
− Resistencia a los agentes atmosféricos.
− Resistencia a esfuerzos mecánicos.
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− Resistencia a las altas temperaturas.
− Adherencia al acero.
− Homogeneidad.
De forma generalizada se utilizan materiales de origen plástico. Se trata de cintas plásticas aplicadas en frío o
revestimientos termoplásticos como polietileno, propileno, etc. de un espesor de 3 a 4 mm. También se
emplea un revestimiento interior de epoxi que reduce el coeficiente de fricción y aumenta su capacidad.
El espesor de las tuberías varían según las presiones, por ello se clasifican según:
− Presión alta B: Mayor de 16 bar.
− Presión alta A: Entre 4 y 16 bar.
− Presión media B: entre 0,4 y 4 bar.
− Presión media A: entre 0,050 y 0,4 bar.
− Presión baja: Menor de 0,050 bar.
Además, se exige que se cumplan, entre otras, las siguientes normas UNE:
60.002: clasificación de los combustibles gaseosos en familias.
60.302: canalizaciones para combustibles gaseosos.
60.305: canalizaciones de acero para combustibles gaseosos. Zonas de seguridad.
60.309: canalizaciones para combustibles gaseosos. Espesores mínimos para tuberías de acero.
El diámetro de la tubería a instalar dependerá de:
− La naturaleza del gas con su densidad características.
− La caída de presión que admitamos, la cual vendrá influenciada por el caudal y la presión de trabajo.
− La velocidad resultante de circulación del gas.
Todos estos valores influyen, conjuntamente y estrechamente, para determinar el diámetro a instalar
3.− CONSTRUCCION Y TENDIDO
A partir de los tubos, la construcción de la conducción y su tendido se hacen en el campo, progresivamente,
por un conjunto de máquinas especiales. Estos equipos operan sobre longitudes entre 40 y 120 kilómetros y
están diseñados para avanzar a un ritmo de uno o dos kilómetros diarios, de tal forma que la duración de la
obra oscile entre los 8 y los 18 meses en función de la longitud y dificultades del tramo.
En el momento de comenzar la construcción habrá que contar con porcentaje suficiente de tubos y permisos
de paso. Dependiendo de la longitud podrá acometerse la construcción del gasoducto en uno o varios tramos.
Hay que fijar también el sentido de avance de las obras en cada tramo. El ritmo depende de la orografía del
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terreno y el clima. La buena marcha de la obra exige que la distancia entre los tajos no supere unos valores
determinados principalmente por motivos de organización y control.
3.1.− INSTALACION DE LA BASE DE TRABAJOS A PIE DE OBRA
Para los trabajos a pie de obra serán necesario lugares espaciosos para el almacenamiento del material
necesario para la construcción.
El personal necesario en los momentos de máxima actividad oscila entre 200 y 300 personas que se reparten
según sus funciones de la siguiente manera:
− 10% personal técnico de mando (ingenieros,...).
− 40 a 45% personal especializado (soldadores,...).
− 45 a 50% mano de obra no cualificada.
− 5% personal administrativo.
El parque de material utilizado se divide en:
− Maquinaria dedicada a la construcción de la obra civil (excavadoras,...)
− Maquinaria especial para la colocación del gasoducto y una cantidad importante de materiales y utillajes
diversos) compresores, bombas,...).
− Un parque automovilístico compuesto por camiones de todos tipos, tractores con remolques y automóviles.
A su vez se necesita servicios generales como:
− Servicio de oficina técnica: Topografía, planos y dibujos, libros de tubos, certificaciones y otros.
− Servicio administrativo: Encargado de la gestión y coordinación del personal.
− Servicio de contabilidad.
− Servicio de aprovisionamiento: Material, carburantes, etc.
− Servicio de almacén: Materias primas, utillaje, balances, etc.
− Servicio de mantenimiento con taller para las reparaciones y cambios de piezas.
− Talleres para prefabricación de tubería y válvulas.
Los trabajos a pie de obra se dividen en:
a) Replanteos y preparación de la zanja: Los replanteos se producen para poder conseguir curvaturas que
permitan el doblado de tubos. Lo primero que se replantea es el vértice del trazado, para lo que se cuenta en el
proyecto con coordenadas de vértices, croquis de los mismos y ángulos de las alineaciones.
Una vez realizado el replanteo y piqueteada la traza comienza las labores previas de talar y desgajar árboles y
desbrozar la vegetación. Después comienza la explanación. La pista donde se realizarán todos los
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movimientos tiene un ancho que varía entre los 20 m para tuberías 30'' y los 6 m para 4'' y 2''. En terrenos
accidentados y para evitar importantes movimientos de tierras convendrá realizar la pista en dos niveles.
b) Apertura de la zanja: La profundidad de la zanja es la suma de o, 10 m de material seleccionado como
fondo, el diámetro de la conducción revestida y un recubrimiento sobre la generatriz superior del tubo que
suele ser 1m. en tierra y 0,90 en roca. La anchura es la suma de 1,5 veces el diámetro más 0,55 m si se tiende
también en la zanja un cable de telecomunicación para telemando y telecontrol, que es el caso más frecuente.
En terreno normal sin roca puede emplearse una zanjadora de cangilones que efectúa en una solo pasada el
perfil completo de la zanja, si bien es muy frecuente el uso de retroexcavadoras. En algunos terrenos
convendrá ripar. En los tramos en roca habrá que efectuar voladuras, cuyos barrenos suelen hacerse con carros
perforadores, o bien utilizar martillos picadores. Aún con la zanja abierta hay que conservar en
funcionamiento servicios(cables,...) y pasos para personas o vehículos.
Por exigencia de determinados propietarios u organismos habrá que hacer en determinados puntos o tramos
una zanja más profunda.
c) Transporte y alineación de los tubos: La tubería es suministrada por el propietario en unidades de 11 a 12 m
de longitud, según normas API 5L y 5LX.
Actualmente el revestimiento de los tubos se realiza siempre en fábrica por razones de calidad, uniformidad y
economía. Un primer transporte a obra se realiza por camión y en casos excepcionales de distancia y cantidad,
por ferrocarril. La elección depende de criterios económicos. La distribución al punto exacto de la pista se
hace mediante tractores de grúa lateral, bulldózer porta−tubos, o con camiones convencionales.
Hay que colocar los tubos de modo que formen un ligero ángulo con el eje de la traza, para evitar se dañen los
unos con los otros en los extremos, y a unos dos m del borde de la zanja.
Algunas veces la pendiente del terreno, la falta de accesibilidad de la pista o un estrechamiento eventual,
obligan a un almacenaje intermedio de tubos. Para estos casos se emplean tractores orugas que son más
ligeros y maniobrables.
d) Curvado: Si el ángulo necesario para que el fondo de la zanja sea paralelo a la superficie de la pista no
puede tomarlo naturalmente el tubo habrá que utilizar curvas efectuadas en frío o prefabricadas en taller en
caliente. El curvado en obra se hace en frío mediante unas prensas o mordazas hidráulicas instaladas en un
bastido móvil. Si la soldadura es helicoidal se dispone durante el curvado un mandril interior. El objetivo del
replanteo del curvado es adaptar los tubos a la zanja ya realizada y hacer que una vez curvados coincidan
exactamente con la misma. La no concordancia supone el rectificar la zanja en horizontal o vertical.
Las curvaturas mínimas que pueden obtenerse con los distintos métodos son los siguientes:
− Doblado en frío: 20 diámetros. Recomendable 40 diámetros.
− Doblado en caliente de tubos sin costura con llenado interior de arena: 10 diámetros.
− Doblado en caliente por inducción, tanto para tubos con soldadura, como sin ella: 5 diámetros.
En la fabricación de curvas hay que tener cuidado con la ovalización que suele limitarse a un 2 ó 3%. Para
comprobarla es necesario pasar a cada curva un calibre del 97,5% del diámetro interior. Por otra parte cada
codo debe tener una parte recta de sus extremos de al menos dos diámetros. En el caso de tubos ya revestidos l
doblado en obra tiene que procurar no dañar al revestimiento, por ser costosas las reparaciones de éste. El
revestimiento con polietileno por extrusión reviste bien el doblado del tubo en obra.
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e) Soldadura: Para la soldadura se limpia el interior de cada tubo con un pistón. Habrá que quitar también el
fondo de tapado que se pone al final de cada día en la conducción ya hecha. Se limpian los extremos.
Finalmente se alinean los tubos mediante un acoplador, interno para diámetros medios y grandes y externo
para pequeños.
Hay que homologar el procedimiento de soldadura para cada diámetro, grado y procedencia del acero,
efectuando las correspondientes pruebas mecánicas. Y también homologar a los soldadores y establecer una
homologación del procedimiento de reparación. El número de cordones de la soldadura depende del espesor
del tubo. La ejecución de los primeros cordones es la operación clave de la obra y emplea a personal
altamente especializado; los restantes son de ejecución más fácil
La soldadura es manual, al arco eléctrico con electrodo, celulósico, con técnica vertical descendente. La
corriente se toma de grupos electrógenos móviles montados sobre máquinas de orugas. Las más características
y que se coloca en la cabeza del tren en soldadura es el pipe−welder, bulldózer de orugas con cuatro grupos de
soldar, pluma para manejar los tubos y compresor para el acoplador interno.
Hay que tratar con cuidado los electrodos para que no dañe su revestimiento, almacenándolos en estufas. Lo
primero que hay que hacer cuando se reciben los electrodos es comprobar que tienen su certificado de
fabricación.
f) Revestimiento de juntas: En este momento se trata de reparar los daños producidos por la manipulación de
los tubos durante la soldadura. Las juntas se revisten con manguitos o bandas termorretráctiles de polietileno
que se adhieren a la tubería por calor. El espesor de los revestimientos deberá estar entre 2 y 2,5 mm. En
determinados tramos será necesario efectuar un revestimiento doble.
g) Tendido: se denomina tendido a la puesta en zanja. debe de realizarse inmediatamente después de l
revestimiento. La tubería se deposita sobre almohadillas de sacos o sobre un lecho de material adecuado, con
un espesor mínimo de 10 cm. Debe de participar el número mínimo de tractores grúa para que no se
provoquen tensiones en el tubo. Si se usa cable como soporte de la telecomunicación del gasoducto conviene
tenderlo inmediatamente después de la tubería. Las bobinas de cable tienen una longitud de 915 m y se
señalarán y croquizarán perfectamente los empalmes. Es muy importante evitar que penetre agua en las
bobinas, por lo que los extremos deberán estar perfectamente sellados.
h) Relleno y restitución: Existen dos fases de relleno.
La primera consiste en rellenar los primeros 20 cm. por encima de la conducción. En esta primera fase no se
debe dejar la conducción de un día para otro sin el recubrimiento.
La segunda no debe de realizarse más tarde de 48 horas después de puestos tubo y cable en zanja. En
ocasiones en el relleno de segunda fase debe incluirse un elemento de señalización, que puede ser una banda
de polivinilo.
Finalmente hay que efectuar la restitución el terreno a sus condiciones originales. Al realizar la restitución se
realizará la señalización de la tubería mediante hitos. El color debe destacar sobre el terreno circundante,
amarillo en general y naranja rojizo en zonas de cereal.
Mención especial dentro de la fase de relleno de la zanja merece las protecciones enterradas a instalar sobre la
tubería. Las más habituales son:
− Caballetes de lastrado.
− Losas prefabricadas de hormigón armado.
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− Ataguías de retención de tierras.
i) Cruces y tramos especiales: Este apartado se desarrollará en el punto cuatro del trabajo.
4. − CRUCES ESPECIALES POR EL METODO DE PERFORACION PARA CONDUCCIONES DE
GAS.
4.1. INTRODUCCION
En los proyectos e instalaciones de conducción para el transporte de gas, es necesario diseñar tuberías en
cruces especiales: ríos, playas, carreteras ferrocarriles etc.
Algunos de estos cruces pueden ser fácilmente realizados por los métodos tradicionales como: lastrado de
tubería, dragando ríos, instalando tubos de protección, cruces aéreos, etc.
En otras situaciones y debido a una serie de condiciones especiales, tales como gran longitud de cruce,
profundidad a enterrar o problemas de orden ecológico, hacen necesario la utilización de otros métodos
especiales.
Uno de estos métodos es el denominado perforación horizontal ( Horizontal directional.drilling).
El método fue desarrollado a principios de la década de los setenta en los Estados Unidos.
Las principales características de este método, comparándolo con los tradicionales son:
−Menor tiempo de instalación.
−Poca perturbación del medioambiente.
−No necesita de excavación, dragado, relleno, pilotaje, etc.
4.2. − AREA DE TRABAJO, MEDIOS Y EQUIPOS NECESARIOS.
Para la instalación de conducciones por el método Directional Drilling, es necesario disponer de una
superficie aproximada de 100 m de longitud por 50 m de anchura. En el área elegida, en el punto de cruce, se
acopian todos los materiales y maquinaria necesarios.
El área de trabajo debe tener los accesos adecuados para el paso de trailers o góndolas, ya que hasta el punto
seleccionado para la realización del cruce debe llegar la plataforma de perforación.
Los equipos y materiales necesarios para la instalación son:
−Torre de perforación.
−Tubería de perforación.
−Tubería de tiro.
−Piscina y container de lado.
−Fresas, bridas giratorias y pequeño material.
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−Conducción de transporte.
−Equipos de soldadura.
La torre de perforación, es de fácil transporte, ya que dispone de ruedas para ser arrastrada por un trailer.
Consta de la cabina de mandos y dispone de un gato hidráulico que puede deslizarse a lo largo de la estructura
de la torre, al mismo tiempo que rota sobre su eje para realizar la perforación.
4.3. − PROCEDIMIENTO DE INSTALACION.
Una vez seleccionado el punto de cruce, la torre de perforación es transportada hasta ese lugar y posicionada,
dándole la inclinación adecuada para conseguir que el útil de erforación forme un ángulo de entrada con el
suelo de 12.
El útil de perforación o Tubería de perforación penetra en el suelo empujado por el gato hidráulico de la torre,
siendo el único elemento rotatorio la corona de corte. La punta de la tubería de perforación consta de la corona
de corte y el motor que acciona la corona. La punta de perforación forma un ángulo con la tubería al objeto de
poder modificar la dirección de la perforación en cualquier eje (x, y, z), en el caso de que se produzca una
desviación en el sentido del avance.
Perforada una determinada longitud que, obviamente, es función de la naturaleza del suelo, profundidad de la
perforación y longitud total de cruce, se realiza otro taladro de la misma longitud que el anterior, pero de un
diámetro superior (2 más que el anterior). Dicho taladro se realiza con la denominada tubería de tiro de 5 de
diámetro que, a diferencia de la anterior, penetra en el suelo por rotación.
La función principal de la tubería de tiro, además de mantener intacta la perforación, es la de servir de
elemento de guía para el enhebrado de la tubería objeto del cruce por el interior del taladro realizado con la
tubería de perforación.
De esta forma se realiza el taladro hasta completar el total del cruce. Una vez que se ha llegado al otro
extremo del cruce, se retira la tubería de perforación (3 de diámetro) y se ajusta a la tubería de tiro una corona
de corte de diámetro superior a la tubería objeto del cruce. Mediante una brida giratoria, la corona de corte se
conecta con la conducción objeto del cruce.
En la torre de perforación, se ubica un chigre que se conecta con la tubería de tiro. Por medio del chigre se va
recuperando la tubería de tiro y, a su vez, ésta enhebra la conducción, alojándola dentro de la perforación que
se ha realizado.
4.4. − BASES PARA EL DISEÑO DE UN CRUCE MEDIANTE PERFORACIÓN. DIRECCIONAL.
Los elementos que se deben tener en cuenta para el diseño de un cruce por el método de perforación
direccional, son los siguientes:
a) Reconocimiento del área de trabajo: se deberá investigar en el punto de cruce, espacio, servicios de agua y
electricidad, carreteras de acceso, etc.
b) En el caso de que el cruce a salvar sea una playa, debe realizarse un estudio de arrastre de tubería por el
fondo, puesto que la conducción debe transportarse hasta el punto de salida de la tubería de perforación y de
tiro, situada mar adentro, y el único sistema de transporte, en este caso, será de arrastre por el fondo mediante
barcazas.
c) Reconocimiento de suelos: a lo largo del trazado del cruce, se deben llevar a cabo reconocimientos del tipo
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de terreno en el cual se realizará la perforación.
d) El diseño de la tubería deberá ser tal, que las tensiones aparecidas por la curvatura que adopta la tubería se
encuentra dentro de los límites aceptables.
El máximo radio de curvatura permitido se calculará de la forma:
De donde:
R= Radio medio de curvatura.
E= Módulo de Young.
D= Diámetro de la conducción.
= Límite elástico del material.
F= Factor de seguridad.
El factor de seguridad dispondrá del código aplicable; se puede considerar como normal un valor de 0,80.
4.5. − VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL METODO.
a) Las ventajas más destacables frente a los métodos tradicionales son:
1. Una rápida instalación frente a los métodos tradicionales.
2. Al alojarse la tubería 10 m por debajo del lecho del río, da una segura protección contra anclas, dragados de
ríos, erosiones, etc.
3. No alterar el trafico en ríos, canales o playas, mientras se realiza el cruce.
4. Eliminación de lastrados de hormigón.
5. Mínimos daños al medio ambiente que, en métodos tradicionales, puede provocar la construcción de
pilotes, cimentaciones o laboriosas obras de llegadas a la playa en caso de tuberías submarinas.
b) Como aspectos negativos, hay que señalar que este método no puede ser empleado en suelos de naturaleza
rocosa, zona de bolos, etc.
Los cortes de instalación dependen de las instalaciones geométricas de la tubería objeto del cruce, longitud de
éste, profundidad de instalación, etc. Pero este método puede resultar a un menor coste que los métodos
tradicionales en cruces de gran longitud.
5. − MANTENIMIENTO DE LOS GASODUCTOS
5.1. − FASES DEL PROYECTO
La Red de Transporte de Gas se extiende por todo el territorio nacional, como se indica en la Figura 1,
provocando diversos problemas de mantenimiento y de organización. En la figura 2, se muestra el esquema de
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un centro de mantenimiento.
Las actividades de mantenimiento deben orientarse a reducir al mínimo posible el tiempo en las instalaciones
no se pueden utilizar y a eliminar la perturbación ocasional, distorsionan la fiabilidad; asimismo, un
mantenimiento eficiente exige que los costes sean lo más reducidas posibles.
La informática debe servir como herramienta para desarrollar un sistema de gestión integrada del
mantenimiento de una red de transporte de gas natural capaz de dar una respuesta adecuada a las necesidades
actuales y futuras.
Enagás, para poner en práctica este sistema de gestión, está desarrollando un proyecto que se ha dividido en
tres fases:
a) Fase I: revisión y/o actualización de la documentación existente y definición de los requisitos del usuario.
b) Fase II: desarrollo del software necesario y adquisición de equipos.
c) Fase III: Implantación del sistema.
5.2. − METODOLOGIA DE TRABAJO
El equipo de trabajo ha establecido la siguiente metodología para la fase I del proyecto:
a) Análisis de los procedimientos actuales y organización del trabajo de mantenimiento consiguiendo con ello
que todo el equipo conozca toda la información relativa a: organización, métodos de trabajo, reglamentación,
tipo de instalaciones, manuales y normativas, y documentación e informes.
b) Revisión y actualización de nuestras normas, manuales y procedimientos, en base al estudio realizado en el
apartado anterior.
c) Diseño y documentación del sistema informático.
Figura 1. Departamento de mantenimiento del RNG, organigrama de distribución de zonas. (Ing. Química nº
288)
Una vez finalizada la fase I, se desarrollará al software, consiguiendo así todas las necesidades, las cuales se
pueden agrupar en los siguientes puntos:
− Inventario de instalaciones: permitirá identificar todas las instalaciones, equipos,... , así como las
características de todos los elementos que componen la Red Nacional de Gasoductos (R.N.G.).
− Mantenimientos programados: frecuencias y procedimientos de realización de mantenimientos preventivos
y predictivos, previstas para cada equipo.
− Gestión de órdenes de trabajo: generación, planificación, ejecución e información para la asignación de
materiales y personal.
− Gestión de afecciones de terceros: seguimiento de expedientes abiertos por afecciones a nuestras
instalaciones, condicionantes, permisos de trabajo, etc.
− Gestión de repuestos: inventario de repuestos, ubicación, etc.
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− Gestión de documentación técnica: documentación disponible y necesaria para cada equipo, ubicación de la
documentación, etc.
− Planificación y gestión de mantenimiento correctivo: trabajos previstos, a qué equipos se destinan, recursos
materiales y humanos, etc.
− Análisis de costes de mantenimiento: permitirá conocer el coste de mantenimiento de las instalaciones, en
base a la mano de obra utilizada, etc.
− Control de gestión: facilitará información sobre cómo se están desarrollando las actividades de
mantenimiento, a fin de orientar la gestión a líneas de actuación que requieran mayor cuidado.
5.3. − OBJETIVOS DEL SISTEMA
La gestión integrada es un soporte de todas las actividades relacionadas con el mantenimiento de la R.N.G.; lo
que se persigue es:
a) Mejora de la gestión de las instalaciones, mediante la reducción al mínimo de las averías en los sistemas
con acciones de mantenimiento programa, y la mejora de la planificación de los trabajos de reparación,
evitando tiempos muertos.
b) Mejora de la fiabilidad de los equipos, detectando temas problemáticos a través del historial de las
instalaciones y de los análisis de averías, y facilitando el acceso a la información sobre experiencias del
comportamiento de equipos similares.
c) Prolongación de la vida de los equipos, con la mejora de la planificación del mantenimiento preventivo y el
conocimiento de fallos repetitivos en equipos de iguales características.
d) Optimación de la gestión de almacenes, facilitando el intercambio de repuestos comunes a equipos.
e) Reducción del coste del mantenimiento, a través de las acciones encaminadas a mejorar la productividad, la
reducción de stock en almacenes.
f) Unificación de criterios de mantenimiento, estableciendo criterios generales para equipos iguales.
5.4 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA
Las características generales del sistema deberán ser:
a) Interactivo: funcionamiento en tiempo real con pantallas interactivas para las consultas que demande la
gestión del mantenimiento.
b) Base de datos: ésta deberá ser única y soportar toda la información relativa al mantenimiento.
c) Facilidad de manejo: el sistema debe de ser sencillo ya que sus usuarios finales van a ser personas no
especializadas.
d) Multiplanta: recogerá todo lo relativo al mantenimiento de todas y cada una de las instalaciones de la Red
Nacional de Gasoductos, con las necesidades específicas de los activos físicos.
e) Multialmacén: al existir equipos iguales en diferentes instalaciones y repuestos para ellos en todos los
almacenes locales, se requiere contemplar el total de estos equipos a fin de reducir el stock, optimizando la
12
disponibilidad de los repuestos.
f) Sistema no cerrado: permite realizar consultas desde cualquier punto de la Red Nacional de Gasoductos.
g) Seguridad: adecuando el acceso a la información mediante el establecimiento de autorizaciones, acordes a
los distintos niveles de responsabilidad.
5.5 HARDWARE UTILIZADO.
Para resolver el problema que plantea la gestión integrada del mantenimiento se estudiaron tres alternativas:
− Red de área local con conexión a host.
− Miniordenadores con conexión a host.
− Unidad de control de terminales conectadas a host.
Red de área local
La red de área local es una red de comunicaciones de ámbito local. En ella se conectan ordenadores
personales, uno de los cuales realiza las funciones de servidor, a través del cual los demás Pcs pueden
intercambiar información.
Miniordenadores
Esta segunda alternativa consiste en un miniordenador con una serie de terminales conectados al mismo. Toda
información se almacena en él, así como las aplicaciones
Controlador
Situar un controlador de terminales significa renunciar a disponer de capacidad de proceso local. Todas las
aplicaciones e informaciones residen en el host. En el centro se instalarían los terminales y la impresora.
Una vez analizados todos los sistemas, la solución adoptada es la de un miniordenador en cada centro de
mantenimiento, vigilancia, operación y control.
6. − COSTES DE FABRICACIÓN
Una vez realizado el estudio de viabilidad, debe redactarse y presentarse un Proyecto Oficial para obtener la
Concesión de la futura explotación; una vez obtenida ésta debe redactarse y presentarse un Proyecto de
Autorización de las Instalaciones ante las autoridades competentes.
Para tener una idea de la magnitud de las inversiones a realizar se recogen, en la Tabla I, unos costes medios
de las instalaciones por kilómetro de magnitud para gasoductos y redes de distribución industrial en función
de los diámetros.
Diámetros
(Pulgadas)
Gasoductos
Redes
30
24
20
16
12
8
4
64
−
50
−
40
−
33
37
28
32
−
22
−
12
13
TABLA I COSTES POR KILÓMETRO EN MILLONES DE PESETAS ( Ing. Química nº228)
Como complemento de la tabla I se recoge en el diagrama de la Fig. 1 una descomposición de costes de una
obra tipo según los diferentes componentes clásicos expresados en porcentajes de la inversión total y de forma
aproximada.
Fig.1 Componentes de costes (ing. Química nº 228).
7. − GESTION DE RIESGOS DE GASODUCTOS.
( Su desarrollo en Estados Unidos)
7.1. − INTRODUCCIÓN.
Se presenta un análisis de los incidentes ocurridos en EE.UU. en la industria del transporte por tubería, así
como la evolución de la legislación sobre seguridad, las tendencias últimas al establecimiento de la gestión de
riesgos en las empresas y la colaboración en este campo entre la industria y la Administración.
7.2. − REDES DE CONDUCCIONES PARA TRANSPORTE EN EE.UU.
Para dar un breve resumen sobre la infraestructura de gasoductos, en Estados Unidos hay aproximadamente
90.000 millas de tuberías colectoras, 355.000 millas de tubería de transporte de gas y 160.000 millas de
conducciones de líquidos peligrosos, que se encuentran en servicio en la actualidad y de los cuales unas
14.000 millas de tubería están en el Golfo de Méjico. Alguna de estas conducciones se construyeron en los
años 1930 y 1940 y muchas se construyeron en los años 1950 y 1960. Se estima que más del 50% de
gasoductos que hay en servicio en Estados Unidos tienen más de 40 años de antigüedad y algunos alcanzan
los 55 y 60 años. Además hay aproximadamente 1,23 millones de millas de sistemas de distribución de gas
que atienden a más de 55 millones de clientes.
La red de gasoductos de los Estados Unidos, de 1835 millones de millas, es propiedad y está siendo explotada
por unos 2450 operadores de gas 255 operadores de conducciones de líquidos.
7.3. − LAS PRESTACIONES DE SEGURIDAD.
Durante el período de 28 años transcurrido desde que se promulgó la primera legislación de seguridad para
gasoductos y el establecimiento de la oficina de seguridad de los gasoductos (dot/ OPS), ha habido
determinados hechos básicos e informaciones relativas a la seguridad de los gasoductos que han ido
evolucionando.
Las estadísticas obtenidas a partir de las exigencias mínimas de información sobre incidentes en sistemas de
gasoductos indican lo siguiente: el transporte de mercancías y productos por tubería en con mucho el medio
de transporte más seguro que existe hoy día; más del 50% de los incidentes de fallos en las tuberías son
debidos a actividades de excavación, seguidos a continuación por corrosión interior y exterior; el número total
de incidentes comunicados cada año y sus causas se mantiene relativamente estable para todo tipo de
conducciones; los requisitos de reglamentación promulgados hasta la fecha han contribuido a reducir al
mínimo las potenciales consecuencias de seguridad en la explotación de una infraestructura de gasoductos que
están creciendo constantemente.
Revisando la estadística de incidentes encontramos que para los sistemas de distribución de gas y para un
período de doce años hubo:
Daños
14
Año
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
Total
Medias
Nº de incidentes
203
205
142
164
201
177
109
162
103
121
141
97
1825
152
Muertes
12
22
29
11
23
20
6
14
7
16
21
16
197
16
Heridos
57
96
104
115
114
91
52
77
65
84
91
43
989
82
materiales
3956642
9470452
11078800
11786125
12131436
8675816
7594040
7765749
6777500
15346655
53260166
10950673
158794034
13232837
TABLA I (ing. Química 338)
El resumen de incidentes por causa para la distribución de gas correspondiente a 1995 es representativo de los
años anteriores, siendo la principal causa de los daños las fuerzas del exterior, con un 68%.
Causa
Corrosión interna
Corrosión externa
Daños debidos a fuerzas
del exterior
Error de construcción/
explotación
Accidente causado por el
operador
Otros
Total
Nº de
incidentes
0
3
0
3.09
Daños
materiales
0
31000
66
68.04
5
% del total
% del total Muertes Heridos
0
0.28
0
1
0
2
8957046
81.79
6
24
5.15
1027127
9.38
0
4
6
6.19
90000
0.82
1
8
17
97
17.53
845500
10950673
7.72
8
16
5
43
TABLA II (Ing. Química nº338)
Para las tuberías de transporte y recolección de gas natural encontraremos para un periodo de diez años que:
Año
86
87
88
89
90
Nº de incidentes
83
70
89
102
89
Muertes
6
0
2
22
0
Heridos
20
15
11
28
17
Daños materiales
11166262
4720466
9316078
20374543
11302316
15
91
92
93
94
95
Total
Medias
71
74
96
80
64
818
82
0
3
1
0
2
36
4
12
15
18
19
10
165
17
11931238
24578165
23035268
45170293
9957750
171552378
17155238
Tabla III (Ing. Química nº 338)
El resumen de incidentes por causa para las tuberías de transporte y recogida de gas correspondiente a 1995 se
corresponde bastante con los años anteriores. También en este caso la principal causa fueron daños debido a
fuerzas externas, con un 42%.
Causa
Corrosión interna
Corrosión externa
Daños debidos a
fuerzas del exterior
Error de construcción
Otros
Total
Nº de
incidentes
5
4
% del total
7.81
6.25
Daños
materiales
289500
1750
% del
total
2.91
0
Muertes Heridos
0
1
0
2
27
42.19
4435250
44.54
0
2
13
15
64
20.31
23.44
2498000
985000
9957750
25.09
9.89
0
2
2
2
5
5
TABLA IV (Ing. Química nº 338)
La experiencia para las tuberías de transporte de líquidos peligrosos presenta una imagen ligeramente
diferente. Para un periodo de 12 años hubo:
Año
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
Total
Medias
Nº de
incidentes
186
183
209
273
193
163
180
216
212
230
244
191
2404
200
Muertes
0
5
4
3
2
3
3
0
5
0
1
3
29
2.4
Heridos
17
18
32
20
19
38
7
9
38
10
1858
11
2077
173
Daños
materiales
2065016
5132647
16027846
13140434
29949912
7418427
15720422
25388944
63205262
28873615
56453604
32518689
295894854
24657904
Pérdida neta
barriles
172610
149460
2194163
312415
114251
121179
54663
55774
68739
58108
112350
53113
1492314
124359
16
TABLA V (Ing. Química nº338)
La causa de accidentes para 1995 indica que la principal fueron los daños causados por el exterior con un
28%, y si se excluyen los demás fue seguida por manejo incorrecto (14%), y corrosión exterior (12%).
Nº de
incidentes
Corrosión interna
13
Corrosión externa
23
Defectos de soldadura 9
Explotación incorrecta 26
Tubería defectuosa
14
Daños del exterior
54
Defectos de
funcionamiento del
5
equipo
Otros
47
Total
191
Causa
% del
total
6.81
12.04
4.71
13.61
7.334
28.27
Barriles
perdidos
3828
9506
30384
8147
13204
36665
Daños
materiales
1045572
1355750
349823
888800
3773100
22349373
2.62
1209
24.31
8705
11648
% del
Muertes
total
Heridos
3.21
4.16
1.07
2.73
11.58
68.57
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
4
513005
1.57
0
0
2318266
32593689
7.11
3
3
3
11
TABLA VI ( Ing. Química nº338)
La comparación de cada uno de los tipos de sistemas de conducciones sobre la base de incidentes por milla de
conducción es :
1 incidente comunicado
1 muerto
1 herido
Distribución de gas
8092 millas
76875 millas
15000 millas
Transporte y recolección
del gas
5366 millas
110000 millas
25000 millas
Líquidos peligrosos
800 millas
66666 millas
6957 millas
TABLA VII ( Ing. Química nº338)
7.4.− ACTIVIDADES REGULADORAS.
7.4.1.− Actividades legislativas.
Aunque los gasoductos siguen siendo el modo de transporte más seguro en cuanto al volumen de producto
transportado, la seguridad de las conducciones de gas natural y líquidos peligrosos sigue siendo un tema clave
en el Congreso y entre determinados sectores del público, especialmente en aquellas zonas donde se han
producido roturas importantes de conducciones y vertido de líquidos peligrosos. Como consecuencia de esas
preocupaciones, el Congreso ha promulgado desde 1988 diversas leyes que están teniendo impactos
importantes en la industria del transporte por tubería.
La última ley importante previa a la Ley de Seguridad y Asociación para gasoductos de 1996, se produjo en
1992, y las OPS y la industria siguen luchando por cumplir los mandatos. Entre estos mandatos están la
consideración de los factores medioambientales en el desarrollo de normas y reglamentos; el establecimiento
de reglamentos para el conjunto de gasoductos situados en zonas sensibles al medio ambiente y de población
densa; el establecimiento de reglamentos exigiendo a los operadores de los gasoductos para que usen topos
17
inteligentes para inspección interior y el establecimiento de requisitos para el examen y certificación de los
individuos que lleven a cabo la explotación y mantenimiento de gasoductos.
El Congreso votó la Ley de Seguridad y Asociación responsable de gasoductos de 1996 que permitirá a los
DOT/OPS adoptar un concepto de gestión de riesgo que se utilice en el programa de reglamentación de la
seguridad de los gasoductos. Esto permitirá a los distintos operadores desarrollar y presentar un plan de
gestión de riesgos al DOT/OPS para su aprobación. Una vez aprobado este plan permitirá al operador la
flexibilidad de establecer sus propias prioridades en la gestión de su riesgo, con lo que de hecho fijará sus
propias normas y redactará sus propios reglamentos, de lo que será responsable ante el OPS.
La ley es muy explícita en la forma en que DOT/OPS desarrolle el concepto de gestión de riesgos como
complemento del sistema de reglamentación actual de uso del concepto de mando y control.
7.4.2− Actividades de DOT/OPS.
El OPS ha acometido varias iniciativas importantes a lo largo de los últimos dos años que tendrán impactos
importantes en el programa de reglamentación de la seguridad de gasoductos. Los que tienen mayor impacto
son:
Gestión de riesgos.
Los esfuerzos de unas pocas personas del Gobierno y de la industria junto con un cambio de actitud en el
Congreso han dado la oportunidad de cambiar la forma en que el Gobierno y la industria llevan a cabo su
programa de reglamentación de la seguridad de gasoductos y sus responsabilidades. La aprobación de la
legislación actual proporcionará el elemento regulador para el desarrollo y la implantación de un enfoque
global de gestión de riesgos en el programa nacional de reglamentación de la seguridad en gasoductos y en los
programas de trabajo de la industria de los gasoductos. Ahora bien, para cambiar el llamado concepto de
reglamentación de mando y control a otro de gestión de riesgos se necesitarán algunos cambios importantes en
las formas en que los legisladores reglamentan y como la industria reglamentada cumple con sus
responsabilidades de proporcionar un nivel de seguridad adecuado para proteger al público y al medio
ambiente.
Las ventajas de la gestión de riesgos se derivan de las diferencias entre el enfoque de gestión de riesgos y las
practicas actuales de reglamentación y de industria. OPS resume estas ventajas en la forma siguiente:
− Un examen más detallado de los fallos de las tuberías y sus causas, especialmente los eventos de baja
probabilidad/ altas consecuencias.
− La posibilidad de situar los accidentes de bajo nivel de probabilidad/ consecuencias graves en una
perspectiva adecuada con todos los temas relacionados con la seguridad.
− La posibilidad de considerar un conjunto de operaciones más amplio para un determinado tema de
seguridad en las conducciones.
− La flexibilidad para adaptar las actividades de control de riesgo y las estrategias a segmentos de tuberías
específicos basados en situaciones específicas, condiciones, antecedentes, etc.
− La posibilidad de clasificar la importancia de la seguridad, dar prioridades a las actividades de control de
riesgos, centrar la atención de la gerencia y asignar recursos de tal forma que se obtengan las mejores ventajas
para cualquier nivel de recursos invertidos.
− La posibilidad de contemplar la explotación de gasoductos de forma integrada, examinado los efectos de
18
todas las prácticas de explotación sobre el riesgo general a lo largo del ciclo de vida.
El cambio a un concepto de gestión de riesgos para la reglamentación de la seguridad de los gasoductos
exigirá cierta reestructuración importante sobre la forma en que asumen sus responsabilidades tanto el
Gobierno como la Industria.
Por parte de DOT/OPS es necesario un esfuerzo importante para educar y cualificar tanto a los inspectores
federales como estatales para vigilar y poner en práctica cualquier reglamento que entrañe el concepto de
gestión de riesgos. DOT/OPS debería desarrollar unas directrices básicas para asegurar un control y aplicación
uniforme de las reglamentaciones. La falta de uniformidad en cuanto a control, interpretación y aplicación de
las reglamentaciones parece ser uno de los principales puntos débiles del programa actual.
Zonas excepcionalmente sensibles.
DOT/OPS está convocando reuniones públicas periódicas con la industria y las agencias federales con el fin
de desarrollar una definición de zonas excepcionalmente sensibles a los daños medioambientales ( USAs ),
basada en los riesgos. Una vez que se hayan definido estas USAs, DOT/OPS iniciará un desarrollo de una
reglamentación sobre requisitos de mayor inspección , es decir, el uso de topos inteligentes y dispositivos de
emergencia para limitar el flujo ( EFRDs ), que tengan en cuenta las USAs tal como lo exige la ley.
Cualificación de los operarios.
A DOT/OPS se le requiere por mandato del Congreso que establezca los requisitos relativos a la Cualificación
del personal que lleva a cabo determinadas tareas en una instalación de gasoducto. Como consecuencia,
DOT/OPS publicó una Nota de reglamentación Propuesta ( NPRM ) titulada Cualificación del personal en los
gasoductos el 3 de agosto de 1994. La NPRM propuso unas normas de Cualificación para el personal, incluido
el personal de los contratistas, que llevan a cabo o supervisan a las personas que llevan a cabo funciones
reglamentadas de explotación, mantenimiento y respuesta en casos de emergencia. El efecto previsto por la
NPRM era mejorar la seguridad en los gasoductos, al exigir que los operadores aseguraran la competencia del
personal afectado por el medio de entrenamiento, examen, y entrenamiento de refresco periódico.
La NPRM ha sido objeto de un examen detallado por parte de los comentaristas de la agenda del reglamento.
La esencia del comentario fue que la reglamentación propuesta tenía un carácter demasiado restrictivo y que
estaba dirigida más al entrenamiento que a las cualificaciones propiamente dichas.
Como consecuencia de esta oposición, DOT/OPS ha retirado la NPRM y ha iniciado un concepto llamado
reglamentación negociada que permite que todas las partes interesadas, incluyendo OPS, se sienten juntas,
negocien y lleguen a un consenso en todos los aspectos de un reglamento antes de que ésta sea publicada
como NPRM. La finalidad de este proceso es permitir lograr el nivel de comunicación adecuado entre las
partes interesadas que necesario para resolver las controversias que surgen alrededor de un tema.
Para poner en marcha este proceso, DOT/OPS publicó el 2 de julio de 1996 una Nota de Intención ( NOI )
para formar un Comité de Reglamentación Negociada, con el fin de establecer un comité cuyos miembros
representan a los diversos tipos de operadores de gasoductos, las agencias reglamentadoras de seguridad en
los gasoductos, otras agencias federales y estatales interesadas y diversas organizaciones públicas.
Sistema nacional del mapa de gasoductos.
La Ley de Seguridad de Gasoductos de 1992 manda que DOT/OPS adopte unas reglas que exijan a los
operadores de los gasoductos que identifiquen las instalaciones situadas en zonas excepcionalmente sensibles
y en zonas de alta densidad de población, que mantengan mapas y anotaciones detallando dicha información y
que proporcionen estos mapas y notas a los oficiales federales y estatales cuando lo demanden. En la
19
actualidad DOT/OPS no tiene una representación razonablemente exacta y nacional de las conducciones de
transporte de gas natural y líquido peligrosos y las instalaciones de LNG que están funcionando en los Estados
Unidos.
Hoy día, con el cambio en el clima de reglamentación en combinación con el mandato dado a DOT/OPS de
que tenga acceso a unos datos razonablemente exactos sobre el emplazamiento de gasoductos, ha sido
necesario que DOT/OPS busque unos enfoques óptimos desde el punto de vista económico para la creación de
un sistema de mapa nacional de gasoductos que cubra los miles de millas de infraestructura de tuberías
existentes, así como cualquier sistema de tubería de transporte futura e instalaciones de LNG que se puedan
construir.
DOT/OPS reconoce que una acción de colaboración entre el Gobierno y la Industria sería la mejor forma de
determinar cómo se podría tener acceso a una información razonablemente exacta sobre el emplazamiento de
los gasoductos.
7.5.− RETOS PARA LA INDUSTRIA DE LOS GASODUCTOS.
La industria de los gasoductos ha sufrido algunos cambios drásticos a lo largo de los últimos años, y las
previsiones de los líderes de la industria son que seguirán teniendo lugar cambios hasta bien entrado el siglo
próximo.
La economía mundial, la desregulación, las fusiones las competencias y la sensibilidad del público es sólo
alguna de las fuerzas que impulsan a la industria a cambiar su estructura y su forma de hacer negocio. Este
movimiento está camuflado bajo el velo de muchos nombres caprichosos: reingeniería, alineación,
reorganización, reestructuración y otros.
Reacciones corporativas.
Un breve vistazo al pasado y algunos cambios obvios en la industria pueden darnos algunas claves sobre lo
que está sucediendo. En el pasado, las personas que dirigían una empresa de oleoductos, gasoductos o de
distribución, sabían el funcionamiento interno de la empresa desde la base. La dirección había ido subiendo a
través de los diferentes estratos y sabía lo que necesitaba para que la empresa funcionara. Hoy día la mayoría
de la alta dirección no tiene antecedentes ni experiencia relacionada con gasoductos. Muchos de ellos tienen
experiencia financiera, legal u otro tipo de experiencia de dirección, que en el pasado eran elementos que se
encontraban dentro de la organización o en cargos asesores. Por lo tanto, las personas que no tengan los
conocimientos técnicos sobre cómo se diseña un gasoducto, su ingeniería y su explotación no aprecian ni
entienden plenamente el latido de un vibrante sistema de conducciones o los peligros inherentes al transporte
de energía almacenada.
Las empresas parecen estar efectuando ajustes para enfrentarse a los restos cotidianos sin tener un plan a largo
plazo. Parecen que sólo miran los resultados y hacen los ajustes necesarios para mejorar o salvar el status quo.
Los ajustes más corrientes parecen ser la reestructuración o reducción, lo que significa reducir costes al
reducir personal.
Cuando las empresas empiezan a reducirse, la forma más rápida y fácil de obtener resultados es reducir
personal mediante jubilación anticipada o compensaciones. Esto se refiere al personal maduro en todos los
niveles, justamente aquellos que tienen mayor experiencia y conocimientos en la empresa.
Han dedicado la mayor parte de su vida contribuyendo a construir la empresa y sus conocimientos y su lealtad
no tienen precio ( ni se pueden sustituir ). Por eso, cuando se van, la empresa sufre.
Los huecos creados por la baja del personal con experiencia quedan vacantes o se ocupan con empleados
20
jóvenes de menor coste, con poca o ninguna experiencia, o bien se encomienda a contratistas. Cualquiera de
estas acciones reducen la eficacia total y la fiabilidad a largo plazo de una organización y los sistemas de
gasoductos que explota.
Responsabilidad de la seguridad.
Al reducir el tamaño de empresa, la responsabilidad en cuanto a seguridad de un operador de un gasoducto no
cambia, pero el riesgo potencial de la responsabilidad aumenta puesto que las operaciones son realizadas por
personal con menos experiencia o por personal que no está tan familiarizado con la explotación como otros
empleados de mayor edad.
Algunas empresas están trabajando con la suposición de que se pude responsabilizar a un contratista de la
responsabilidad de la seguridad de la empresa. Aunque esto pueda ser cierto desde un punto de vista
monetario, un operador no puede subcontrolar su responsabilidad de acuerdo con las Leyes de Seguridad en
las Tuberías de Gas Natural y Líquidos Peligrosos. Los empleados del contratista constituyen una extensión
del personal del operador , y deberán tener las mismas cualificaciones y seguir los mismos procedimientos
que el personal del operador. La selección, contratación y supervisión de los contratistas añade otra dimensión
a la responsabilidad del operador.
Gestión de riesgos.
El afán de OPS y de la industria de introducir la gestión de riesgos en el sistema de reglamentación produce
otro riesgo que ha de ser considerado por cualquier operador que participe. El desarrollo e implantación de un
plan de gestión de riesgos en lugar de cumplir con las normas de seguridad mínima retira el paraguas de
defensa en cuanto a la responsabilidad de las operaciones. De este modo el operador asume mayor
responsabilidad por las decisiones al desarrollar e implantar el plan de gestión de riesgos con el fin de obtener
un nivel de seguridad razonable.
8.− ESTACION DE COMPRESION
8.1− INTRODUCCION
La importancia relativa de los principales elementos que inciden en el precio de una instalación de transporte
por tubería es:
− el coste de tendido de la conducción.
− el coste del tubo.
− el coste de las estaciones de bombeo o compresión.
El coste de las estaciones de bombeo o compresión varía según las condiciones técnicas y económicas
impuestas. Sin embargo se pueden establecer los siguientes órdenes de magnitud:
1) Las estaciones de bombeo o de compresión representan normalmente del 5 al 20% de la inversión total.
2) La canalización en sí misma, acero y tendido, representa pues con mucho la parte más importante, del 80 al
95% en general. En este total, el suministro del tubo suele oscilar entre el 35 y el 50% y el tendido de la
conducción representa del 30 al 45%.
En el caso de un gasoducto, la elección de la configuración del conjunto de la obra podrá depender de la
elección de los grupos de compresión y más particularmente de las máquinas de accionamiento.
21
8.2.− EL PROBLEMA DE LA COMPRESION
Para resolver el problema de la elección de los grupos de compresión hay que definir previamente el problema
técnico planteado y las características de funcionamiento deseadas.
Los símbolos que se van a emplear son los siguientes:
8.2.1.− Parámetros de definición del problema de compresión.
Un problema de compresión estará técnicamente definido por el conocimiento de los valores de los siguientes
parámetros:
− Naturaleza del gas a comprimir: el gas a comprimir estará definido por sus características físicas:
a) peso específico en condiciones dadas de presión y temperatura.
b) relación de calores específicos a presión y volumen constantes.
c) factor de compresibilidad en función de la presión y la temperatura.
− Caudal a comprimir: el caudal vendrá expresado en m3 / h en las condiciones de referencia, que podrán ser:
a) condiciones standar.
b) condiciones normales.
− Condiciones de aspiración: las condiciones serán determinadas por el estudio de las condiciones de
funcionamiento de las instalaciones situadas aguas arriba de la estación de compresión.
Este estudio llevará al conocimiento de la presión y la temperatura a la entrada de la estación de compresión.
Estos valores se corregirán teniendo en cuenta la influencia de las tuberías y aparatos que constituyen el
circuito de aspiración de la estación.
− Presión de impulsión: esta presión dependerá de las condiciones de funcionamiento de las instalaciones
exteriores de la estación. En este caso se partirá del valor requerido a la salida de la estación de compresión
para llegar, después de la corrección, al valor necesario a la salida de los compresores.
8.2.2.− Magnitudes características del problema de compresión.
Los valores de los parámetros permiten evaluar las magnitudes características del problema de compresión, es
decir:
− Volumen total a comprimir: esta magnitud está definida como el volumen real de gas a comprimir en la
unidad de tiempo. Se calcula por la fórmula siguiente:
en la que :
Qa = caudal en la aspiración.
Q o = caudal, expresado en unidades de volumen en las condiciones Po, To de presión y temperatura.
Pa = presión de aspiración (bar).
22
Ta = temperatura de aspiración (ºK).
Za y Zo = factor de compresibilidad a (Pa, Ta) y (Po, To)
* Qa y Qo : se expresan en las mismas unidades.
− Tasa de compresión global: la tasa de compresión se define como la relación entre la presión de impulsión y
la presión de aspiración. Viene expresada por:
en la que:
r = tasa de compresión.
Pr = presión de impulsión (bar).
− Altura de impulsión: esta altura está relacionada con la energía a suministrar a unidad de volumen de gas
para comprimirlo desde Pa a Pr. Se calcula por:
en la que:
H = altura de impulsión en m
g = aceleración de la gravedad.
= densidad del gas a Po y To (Kg/m3).
k = valor medio del exponente politrópico o coeficiente adiabático.
r = tasa global de compresión
siendo Pr, Pa = las pérdidas de carga en la impulsión y en la aspiración de la estación.
− Potencia de compresión: es la potencia a proporcionar sobre el árbol del o de los compresores. Se puede
expresar como:
siendo:
N = potencia en Kw.
Qo = caudal en m3/h en condiciones (Po, To).
= el rendimiento del compresor.
También se puede expresar:
− Temperatura de salida: se calcula a partir de la fórmula siguiente:
en la que Tr está expresada en º Kelvin, siendo los otros términos los utilizados anteriormente. En las
estaciones de compresión con una tasa de compresión baja, la temperatura de salida del gas no interviene
23
directamente en la resolución del problema propiamente dicho. Por el contrario, la temperatura de impulsión o
salida intervendrá directamente en la resolución del problema de la compresión cuando la tasa global de
compresión sea suficientemente elevada, por lo que será necesario prever una refrigeración del gas entre las
etapas de compresión.
8.2.3.− Variación de parámetros.
En la gran mayoría de los casos reales, los parámetros de definición del problema de compresión, y en
consecuencia las magnitudes características definidas en los puntos anteriores, sufren variaciones en el
tiempo.
Podemos distinguir dos tipos de variaciones:
− La evolución, que consiste en una variación definitiva de los parámetros.
− La modulación, que consiste en variaciones repetitivas y alternadas.
8.2.4.− Análisis de los principales casos encontrados.
Se pueden distinguir cuatro categorías principales de estaciones de compresión:
− Estaciones de cabecera: esta estación recibe el gas de una fuente de producción y lo comprime a la presión
de la red. Los caudales son los de la red y sufren en consecuencia las mismas variaciones. La presión de
aspiración es prácticamente constante, pero su valor puede ser muy diferente según los casos.
La presión de impulsión será en general constante e igual a la presión máxima de servicio de la red. En
definitiva, la playa de funcionamiento de una estación de cabecera de red tendrá en general forma indicada en
la Fig.1 en las coordenadas caudal/altura de impulsión.
Fig.1 Playa de funcionamiento tipo de una estación de cabecera de red.(Ignacio Martínez Díaz).
− Estación de gasoducto: está situada en un punto intermedio de la canalización y está destinada a
recomprimir el gas hasta la presión requerida por las necesidades del transporte. Supongamos un gasoducto
esquematizado en la Fig.2 y examinaremos el funcionamiento de la estación nº 2.
Fig.2 Esquema de un gasoducto.(Ignacio Martínez Díaz).
Supondremos que el caudal transportado varía entre dos límites:
− un mínimo Qm correspondiente a la capacidad máxima entre la estación 1 y el punto de entrega.
− un volumen QM correspondiente a la capacidad máxima del tramo comprendido entre la estación nº 2 y el
punto de entrega. Supondremos que la estación 1 comprime siempre hasta la presión máxima de servicio. Esta
hipótesis corresponde a la menor energía global de compresión consumida para asegurar los caudales
considerados.
En estas condiciones para cada valor del caudal comprendido entre Qm y QM se podrá calcular, por
aplicación de las fórmulas clásicas de pérdida de carga, la presión de aspiración de la estación nº 2. Se podrá
pues trazar una curva que tenga la representación de la Fig.3.
Fig.3 Variación de las condiciones de funcionamiento de una estación de gasoducto.( Ignacio Martínez Díaz)
24
Incluso la presión de impulsión será como mínimo igual al valor requerido para asegurar una presión en el
punto de entrega igual al mínimo requerido. A partir de las curvas de la Fig.3 se podrá trazar las curvas de
funcionamiento en las coordenadas caudal aspirado/ altura de envío. Para realizar esto, se calculará para cada
caudal comprendido entre Qm y QM:
− Caudal teniendo en cuenta la presión de aspiración.
− La altura de impulsión correspondiente a cada una de los casos 1 y 2.
Se definirá así la playa de puntos de funcionamiento de la estación en las coordenadas caudal/altura de
impulsión como se indica en la Fig.4. Se observará que la playa del caudal es más extendida.
Fig.4 Playa de funcionamiento de una estación de gasoducto. (Ignacio Martínez Díaz)
− Estación de almacenamiento subterráneo: Estos almacenamientos son utilizados como elemento regulador
sobre las redes ligadas a aprovisionamientos poco variables y a utilizaciones con fuerte modulación
estacionaria. Durante los períodos con demanda débil, los excedentes de gas de los aprovisionamientos son
inyectados en el almacenamiento, para ser posteriormente sacado cuando la demanda supere los
aprovisionamientos.
Puede ser necesario comprimir el gas natura:
− bien sea en la inyección solamente.
− bien sea en la extracción solamente.
− o bien alternativamente en la inyección y en la extracción.
La estación de compresión deberá poder satisfacer un punto cualquiera de funcionamiento en el interior de un
rectángulo como el indicado en la Fig.5.
Fig.5 Playa de funcionamiento de una estación de almacenamiento subterráneo (Ignacio Martínez Díaz)
− Estación de reinyección de gas natural en un yacimiento de petróleo: Uno de los procedimientos para
mejorar la producción de los yacimientos de petróleo consiste en mantener la presión del depósito inyectado
gas natural en el yacimiento. Teniendo en cuenta que las presiones de inyección pueden ser muy elevadas, la
característica esencial de las estaciones de reinyección es su importante tasa de compresión. Tales
compresiones no pueden ser obtenidas mas que en varias etapas con refrigeración intermedia.
9.− ESTACIONES DE REGULACION Y CONTAJE EN LAS ESTACIONES DE SUMINISTRO
9.1.− ESTACIONES DE REGULACION
Las estaciones de regulación tienen por función principal suministrar gas a una presión reducida a partir de un
gas a una presión superior y variable. Se distinguen dos grandes tipos de estaciones:
− Las estaciones de prerregulación, que a su vez se subdivide en dos categorías:
* Prerregulación técnica, que sirve para dividir la regulación con el fin de limitar los fenómenos de frío en las
estaciones de suministro.
* Prerregulación de seguridad que está colocada entre la red principal y la secundaria cuando esta tiene una
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presión de servicio máxima inferior a la red principal.
− Las estaciones de suministro que sirven para alimentar las redes de distribución y los clientes directos.
Una estación de regulación cumple numerosas funciones, las cuales son:
− Filtrado del gas: Todas las estaciones de regulación están equipadas con un dispositivo de filtrado que se
compone por lo menos de un filtro de cartucho que sirve para retener el polvo que pueda transportar el gas. El
filtrado es bastante fino, lo que implica, para algunas estaciones alimentadas con canalizaciones que tengan
polvo, que deba ser instalado un filtro grueso tipo ciclón antes del filtro de cartucho, con el fin de evitar un
colmatado demasiado rápido de este último.
− Regulación: En aquellas partes donde la continuidad de alimentación es necesaria, el grupo de regulación se
compone de dos líneas independientes, una principal que asegura la alimentación en condiciones normales y
un auxiliar que funciona sólo en caso de algún incidente en la línea principal.
− Seguridad contra las sobrepresiones: Esta función está impuesta por la reglamentación, con el fin de evitar
riesgos de deterioros de redes aguas abajo, motivado por un incidente en el grupo de regulación, o caso de una
falsa maniobra. Para asegurarlo se utilizan varias técnicas:
* Colocar una válvula de interceptación de seguridad VIS sobre la línea principal.
* Colocar dos válvulas de seguridad VIS.
* Montaje Monitor con válvula de seguridad VIS.
* Aislamiento de la estación.
* By−pass de emergencia:
* Contaje.
Además de estas funciones, la concepción y el equipamiento de estaciones de regulación obedece a ciertas
reglas:
− El dimensionado.− Los aparatos y las conducciones están calculadas para poder asegurar el caudal
correspondiente al riesgo 2% aplicado a los consumos previstos a lo largo de cinco años: por otra parte, la
velocidad media de circulación del gas en las tuberías de la estación debe ser inferior a 20 m/seg. para limitar
la emisión acústica.
− Seguridad eléctrica.− Los elementos de las estaciones están puestos eléctricamente a tierra. Además con el
fin de aislar eléctricamente la zona de trabajo las instalaciones están equipadas a la entrada y a la salida con
juntas aislantes.
− Telemedida.− En función de su importancia y de su localización, ciertas estaciones están equipadas de
dispositivos que permiten la teletransmisión de informaciones hasta un centro de vigilancia.
− Telecontroles.− Ciertas estaciones están equipadas, además del telecontrol, de aparatos que permiten el
reglaje a distancia desde un control de los reguladores.
− La implantación de estaciones.− Las estaciones están generalmente instaladas al aire y fuera de zonas
urbanizadas, normalmente se instalan en construcciones o en armarios metálicos.
26
La regulación del gas natural entraña dos perjuicios para el entorno: el ruido y el frío.
− El ruido: el ruido puede volverse molesto para los vecinos y es entonces necesario el empleo de ciertos
métodos para limitar el nivel acústico. Se utilizan los siguientes:
− El recubrimiento con un aislante fónico de los aparatos y tuberías.
− La construcción de un edificio.
− La instalación de la estación bajo el nivel del suelo.
− La colocación de paredes aislantes alrededor de la estación.
− La instalación de aparatos silenciosos.
− La supresión en la medida de los posibles de los fenómenos de resonancia.
− El frío: Para las estaciones instaladas sobre la red de transporte la caída de temperatura puede llegar a −30ºC
en la salida de la estación, lo que presenta los siguientes problemas:
− Fragilización del material de la canalización de aguas abajo.
− Congelación de los suelos.
− Congelación de conducciones vecinas, en particular las de agua.
Las soluciones que se adoptan para los problemas son o bien de tipo general, o bien particulares:
− Soluciones generales: Colocación antes de la estación, de una estación de prerregulación que permitirá
escalonar la regulación.
− Soluciones particulares:
− congelación de los suelos.
− congelación de conducciones vecinas.
− formación de hidratos.
− colocación de cintas calefactoras.
− instalación de un dispositivo de deshidratación del gas del piloto del circuito de pilotaje.
9.2.− CONTAJE EN LAS ESTACIONES DE SUMINISTRO
Si la estación de regulación es de suministro, está equipada generalmente con un sistema de contaje que
permite establecer la facturación, para ello, el volumen medio se multiplica por el poder calorífico medio
mensual, medido en puntos estratégicos de la red.
Uno de los aparatos reglamentarios es el Material Tarado por el Servicio de Metrología con él se hacen pasar
test para tarar los aparatos utilizados en transacciones comerciales y se controla cada estación periódicamente.
27
El material que se emplea para conseguir homogeneidad y condiciones comerciales satisfactorias son
prácticamente los mismos, pero las estaciones de suministro a clientes son normalmente más sofisticadas que
las internas de la compañía. Con respecto a la tecnología , en las estaciones fronteras, GDF utiliza captadores
de presión y de masa volumétricos Degranjes et Hout, extremadamente precisos, que son usados como medios
de tarado en otras circunstancias.
Los contadores que se emplean son:
− Turbina.
− Volumétricos.
− De Alabes.
Como placa de orificios:
− Lall Storm, etc.
Captadores de presión estática y diferencial:
− Capacitivos.
− Hilo vibrante.
− Puente de galga.
Captador de temperatura:
− Sonda de platino 0−100 ohms.
− Sonda electrónica.
Captadores de masa volumétrica:
− De elemento vibrante.
− De principio de Arquímides.
10.− SISTEMAS DE COMUNICACIONES Y TELECONTROL
10.1.− FACILIDADES A TENER EN CUENTA.
Las facilidades de comunicación a prever serán diferentes según el tipo de instalación. Estas son :
a) Centro principal de control.
−Comunicaciones telefónicas automáticas con los Centros de Mantenimiento y a través de estos con las
posiciones apoyadas en las infraestructuras del gasoducto.
−Comunicaciones telefónicas automáticas públicas.
− Servicios de fax y télex.
28
− Comunicaciones de datos y órdenes con las posiciones del gasoducto, incluidos en el sistema de telecontrol.
− Otros servicios.
b) Centro de mantenimiento.
− Comunicaciones telefónicas automáticas con el centro de control, resto de centros de mantenimiento y
posiciones, apoyadas en la infraestructura del gasoducto.
− Comunicaciones telefónicas automáticas públicas.
− Servicios de fax y telex.
− Comunicaciones móviles vía radio con los vehículos de su área. Estas comunicaciones tendrán cobertura a
las posiciones y carreteras que les dan servicio.
c) Posiciones.
Dependiendo de la importancia de la posición en el conjunto del sistema de transporte, se pueden presentar los
siguientes casos :
− Posición no telecontrolada. Serán algunas válvulas de seccionamiento de línea. Solo dispondrán de servicio
de fonía, con acceso automático al centro de mantenimiento y centro de control.
− Posición telecontrolada. Dispondrán de servicio de fonía con acceso automático al centro de mantenimiento
y centro de control y transmisión de datos. Para ello disponen de equipo óptico y estación remota de
telecontrol.
− Además de estas instalaciones fijas, para el personal de las brigadas de mantenimiento y operación que se
desplaza a lo largo de la traza del gasoducto en vehículos, se dispondrá de un sistema de comunicaciones
móviles.
− Algunas disponen de sistema de detección de intrusos, basados en barreras perimetrales de microondas y
una comprobación de falsas alarmas mediante la transmisión de imagen.
d) Centros de vigilancia.
A criterio de los Departamentos de Seguridad y de Mantenimiento se han establecido vigilancias de anti −
intrusión en algunas posiciones.
10.2.− ESTRUCTURA GENERAL DE LAS COMUNICACIONES DEL GASODUCTO.
Se recogen aquellos elementos que sirven de soporte general para la transmisión de fonía y telecontrol, y
forman parte de la propia infraestructura del gasoducto. Estos son:
a) Cable de comunicaciones.
b) Repartidor óptico.
c) Equipo óptico y múltiplex.
a) Cable de comunicaciones.
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El cable es el soporte físico de todas las comunicaciones del gasoducto. Irán tendido en la misma zanja de la
tubería principal protegido por una conducción de polietileno.
La composición de este cable, al menos será :
− 8 Fibras ópticas monomodo 10/125 m
− Protección de fibra holgada.
− Cubierta tipo PKP.
b) Repartidor óptico.
En este repartidor se desarma el cable. Las fibras ópticas pasan a la bandeja ordenadora, en la que se hace un
empalme a un latiguillo de fibra óptica monomodo con protección ajustada y con el otro extremo
conectorizado tipo FC/PC.
c) Equipo óptico y múltiplex.
Las señales de telefonía y datos que se generan en las posiciones se digitalizan y agrupan mediante
multiplexores en tramas digitales de 2.048 Kbps que, mediante la conversión electro − óptica, son
transmitidas a grandes distancias por las fibras monomodo del cable de comunicaciones que acompaña al
gasoducto.
Los elementos que se utilizan para la conversión electro − óptica son :
− En transmisión diodos Láser trabajando a una longitud de onda de 1.300 m
− En recepción son diodos PIN − FET.
Estos equipos también pueden incorporar, a la trama de 2.048 Kbps, las señales de baja frecuencia de la
estación base de las comunicaciones móviles, transmitiéndolas hasta el Centro Principal de Control.
10.3.− TELECONTROL
Este sistema permite la vigilancia, control y automatización del Gasoducto. Las unidades de las que se
compone son:
− Estación remota.
− Centro de Concentración de Datos.
− Centro Principal de Control.
10.3.1.− Estación remota.
Las estaciones remotas están unidas por un lado a la instrumentación de campo y por otro al Centro Principal
de Control mediante los medios de transmisión, y los Centros de Concentración de Datos. La instrumentación
transforma los parámetros físicos de proceso en señales eléctricas. Éstas son homogeneizadas, codificadas y
elaboradas convenientemente para ser transmitidas en serie hacia el Centro Principal de Control.
10.3.2.− Centro Concentración de Datos.
30
En este Centro se hace un primer tratamiento de los datos, tales como validación y filtrado de forma que
descargue el ordenador de proceso de estas tareas así como la de establecer los ciclos de comunicaciones can
las estaciones remotas.
10.3.3.− Centro principal de Control.
Desde el Centro principal de Control se realiza la supervisión del Gasoducto y de las instalaciones auxiliares y
se pueden emprender las acciones correctivas para conseguir un correcto funcionamiento. Toda la información
se procesa en ordenadores que realizan las funciones SCADA que consiste en:
− Tratamiento de las comunicaciones con las estaciones remotas.
− Identificar la información recibida.
− Formar la base de datos en tiempo real.
− Presentar al operador la información recibida y éste dar órdenes al sistema.
10.4.− TELEFONIA PRIVADA
Para facilitar la operación y el mantenimiento del Gasoducto, debe disponer de una red telefónica privada, que
permita establecer comunicaciones telefónicas entre al Centro de Control, los Centros de mantenimiento y las
Posiciones del Gasoducto. Está constituida por:
− Centrales telefónicas.
− Medios de transmisión.
a) Centrales telefónicas: Están ubicadas en todas las instalaciones en las que hay personal de operación y
mantenimiento. Para dar comunicación tanto interna como externa dispondrán de la s siguientes interfaces:
− Interfaz telefónico a 4 hilos de fonía y dos de señalización E y M, para enlace entre centrales o posiciones
alejadas.
− Interfaz de abonados a 2 hilos, incluyendo señalización para los abonados locales.
b) Medios de transmisión: Los medios de transmisión los proporciona la estructura general de las
comunicaciones del Gasoducto. Estos medios se concretan en:
− Circuitos telefónicos de enlace a 4 hilos de fonía y 2 hilos de señalización E y M.
− Circuito telefónico de abonado alejado a 4 hilos de fonía y 2 hilos de señalización E y M .
− Circuito telefónico de abonado local a 2 hilos de fonía, incluyendo señalización.
11.− RED DE GASODUCTOS DE TRANSPORTE EN ESPAÑA
11.1.− INFRAESTRUCTURA GASISTA DE LA PENINSULA IBERICA.
El Plan Energético Nacional (P.E.N.) otorga un papel relevante al Gas Natural en cuanto a potencial de
desarrollo en un futuro próximo. La previsión contempla que en el horizonte del año 2.000, el Gas Natural
alcance el 12,2% de participación en la balanza de energía primaria. El Grupo Gas Natural continúa
31
avanzando en la consecución de la infraestructura de recepción, almacenamiento, transporte y distribución
más idónea.
La infraestructura gasista de la Península Ibérica está constituida por:
a) Las plantas de regasificación de Barcelona, Huelva y Cartagena.
b) Los almacenamientos subterráneos ubicados en los yacimientos de gas natural de Gaviota (Vizcaya) y
Serrablo (Huesca) que, estando ya agotados están en fase de estudio otras estructuras geológicas para su
transformación en almacenamientos subterráneos.
c) Los gasoductos de la red básica que configuran los ejes de transporte siguientes:
− El eje central : Huelva− Córdoba− Madrid− Cantabria− País Vasco.
− El eje oriental : Barcelona− Valencia− Murcia− Cartagena− estando en construcción el tramo Alicante−
Murcia− Cartagena.
− El eje occidental− Ruta de la plata : Almendralejo− Cáceres− Salamanca− Zamora− León− Oviedo.
− El eje occidental hispano− portugés: Córdoba− Badajoz− Portugal− Tui− Pontevedra− La Coruña−
Asturias.
− Enlace del Ebro : Burgos− Calahorra− Zaragoza− Tivissa.
d) La infraestructura gasista de la Península Ibérica se completa con las siguientes entradas de gas al sistema
vía gasoducto:
− Por el norte . Conexión con la red europea por el gasoducto hispano− francés LACQ−CALAHORRA.
− Por el sur : El gasoducto MAGREB−EUROPA Y los yacimientos de MARISMAS−PALANCARES, en el
valle del Guadalquivir y en el Golfo de Cádiz.
Todo esto ha hecho posible que el Gas Natural llegara a todas las comunidades autónomas peninsulares.
11.2.− ACTIVIDAD GASISTA: Distribución en España.
A lo largo de 1996, el esfuerzo inversor del Grupo Gas Natural en redes de distribución se materializó en la
construcción de 1.354 Km de nuevas redes, distribuidos entre zonas con suministro y nuevas zonas, de forma
que a final de año, la infraestructura total de red canalizada era de 15.268 Km
La extensión del servicio a nuevos núcleos urbanos facilitó la conexión de 40 nuevas poblaciones a la red, con
lo que el total de municipios con suministro de gas ascendió, a finales de 1996, a 330.
BIBLIOGRAFIA
La gestión integrada del mantenimiento de gasoductos
Ingeniería Química nº 288 Marzo 1993.
Gestión de riesgos de oleoductos y gasoductos
32
Ingeniería Química nº 388 Septiembre 1997.
Cruces especiales por el método de perforación para
conducciones de gas o petróleo
Ingeniería Química nº 218 Mayo 1987.
Proyecto de transporte y distribución de gas natural
Ingeniería Química nº 228 Marzo 1988.
Curso sobre tecnología del gas. 1996.
Anuario Gas 97
SEDIGAS.
La nueva ruta del gas natural
gasNatural ENAGAS.
Los G.L.P. Butano S.A:
J.L. Lorenzo Becco.
Enciclopedia Larousse Universal, 1986.
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