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Diseño de Gasoductos
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Generalidades
Configuración (Layout)
Hidráulica
Materiales
Otros
Evaluación Económica
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•Ducto
•Válvulas•Estaciones deCompresión
•Medidores y reguladores•Cruces
•Protección catódica•Recubrimiento•Telecomunicaciones
Configuración
Bridasaislantes
Cruces
Trampa delanzamiento
Trampa derecepción
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Hidráulica (Flujo de Fluidos)Teorema de Bernoulli
H= Ze + 144 P + V2
2g
Ze1 + 144 P1 + V12 = Ze2 + 144 P2 + V2
2 + HL 1 2g 2 2g
Pérdidasde fricción
A lo largo del flujo de un fluido se producen caídas de presión, que sólopueden ser explicadas adecuadamente conociendo las propiedades físicasdel mismo. Las propiedades que más frecuentemente intervienen en lasolución de problemas de flujo de fluidos son la viscosidad y la densidad
La viscosidad es dependiente de la temperatura. La viscosidad en la mayoría
de los líquidos decrece con el incremento de la temperatura mientras que lade los gases se incrementa. La presión casi no tiene efecto en la viscosidadde líquidos o gases perfectos
La gravedad específica es el inverso del volumen específico. La gravedadespecífica es la relación entre la densidad de un líquido con la densidad delagua a 60°F. En un gas es la relación entre el peso molecular del gas y el del
aire. Densidad relativa: MW/28.9625
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Las Pérdidas de PresiónLa fricción resulta en una pérdida de energía disponible para trabajo
Ecuación de Darcy-Weisbach:hL= (f m)(L)(V2) (pies) hL= ()(f m)(L)(V2) (lb/pulg2)
(144) D (2g) 2 g Df m factor de fricción de Moodyf f factor de Fanning=0.25 f m
La ecuación de Darcy-Weisbach es válida para flujo laminar yturbulento de cualquier líquido.La ecuación debe aplicarse en segmentos de línea suficientementecortos de manera que la densidad del fluido sea constante.
Flujo laminar: (Poiseuille's law)
f m= 64/Re o f f = 16/Ref m=64 e = 64 12 Pf = 0.000668 LVDV V 1488 d d2
Flujo turbulento: (Colebrook)
1 = - 2 log10 ( + 2.51 ) /D rugosidad relativa
f m 3.7D Ref m viscosidad , cp
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Factores de Fricción
Re Reynold Number = DV
e
Lisas
rugosas
turbulenta
laminar
crítica
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La Pérdida de Presión en gasesUna diferencia considerable entre los gases y los líquidos es el
elevado cambio en el volumen que puede lograrse en los gases,usualmente definido mediante el factor de compresibilidad (Z)
Z= 1 / (Fpv)2 Fpv = 1 + (avg)(3.444)(105)(10 (1.785) (S))
Tavg 3.825
S gravedad específica (aire=1)
FLUJO EN UNA SOLA FASE
Flujo Isotérmico
Q= 38.77 Tb E 1 P12 - P2
2 0.5 d 2.5 pies cúbicos/día
Pb f f S Lm Tavg Zavg
En la ecuación general, todas las irreversibilidadesy no idealidades, excepto las cubiertas por leyesexpresas, se incluyen en el factor de fricción
Factor deeficiencia
Tb = 520°R
Pb = 14.73 psia
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Las Ecuaciones AGA (American Gas Asociation)
1 = 4 log10 3.7 D f f
Flujo Totalmente turbulento
Flujo parcialmente turbulento
1 = 4 log10 Re - 0.6
f f 1 f f
La Ecuación Weymouth (1912)
f f = 0.008d1/3
1 = 11.18 d 1/6 f f
•Gran aproximación en ductos cortos y sistemasde distribución
•El grado de error se incrementa con la presión•Una forma de corregir el caudal es :•Q final = Q calculado . 1/ Z
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Panhandle A (1940) Panhandle Eastern Pipeline Co
Re = 1.934 QSd
1 = 7.211 (QS) 0.07305 f f d
•5'000,000 < Re < 11'000,000•Basado en experiencias medidas•Tuberías lisas•Recomendación: E= 0.90 - 0.92•Es menos precisa con flujos altos
Panhandle B (1956) Panhandle Eastern Pipeline Co
1 = 16.70 (QS) 0.01961
f f d
•El valor E en la práctica es un factor deajuste
•Este factor es un factor prácticoresultado de experiencias
•El mantenimiento ayuda a E de diseño
•Panhandle A parcialmente turbulento
•Panhandle B totalmente turbulento
Q= pc/dd= pulg
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Modelo de Cálculo
Condiciones Generales
Tb = 520°R = 60°F = 16°C 20°CPb = 14.73 psia =1 atm = 1.033 kgf/cm2
Características del Fluido
Densidad:
Características del DuctoDiámetro:
Espesor:Rugosidad:
t= PD (ANSI acero)
2Sadm
CálculoCaudal:
Presión Inicial P1:Presión Final P2:Longitud:Diámetro externo:Eficiencia (E):
Opciones
Colebrook AGAPanhandle BWeymouth
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Ejemplo:
CALCULO DE GASODUCTOS MONOFASICOSPRESSAO BASE: …………………. 1.033 kgf/cm2 abs TEMPERATURA BASE: …………. 20 graus centigrados TEMPERATURA DO FLUXO: …... 25 graus centigrados DENSIDADE DO GAS: …………… (densidad relativa)
ESPESSURA DA TUBULACÁO:.... polRUGOSIDADE DA TUBULACÁO:.. 0.045 mm
VAZZAO: …………………………… x 1000 m3/dia PRESSAO INICIAL: ………………. kgf / cm2 man.
PRESSAO FINAL: ………………… kgf / cm2 man. COMPRIMENTO: …………………. km DIAMETRO EXTERNO: ………….. pol EFICIENCIA DO GASODUTO: ….. 1
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¿qué deseas calcular?
CALCULO DE GASODUCTOS MONOFASICOSPRESSAO BASE: …………………. 1.033 kgf/cm2 abs TEMPERATURA BASE: …………. 20 graus centigrados TEMPERATURA DO FLUXO: …... 25 graus centigrados DENSIDADE DO GAS: …………… 0.60 (densidad relativa)
ESPESSURA DA TUBULACÁO:.... 0.50 polRUGOSIDADE DA TUBULACÁO:.. 0.045 mm
VAZZAO: …………………………… x 1000 m3/dia PRESSAO INICIAL: ………………. kgf / cm2 man.
PRESSAO FINAL: ………………… kgf / cm2 man. COMPRIMENTO: …………………. km DIAMETRO EXTERNO: ………….. pol EFICIENCIA DO GASODUTO: ….. 1
SELECÁO DO CALCULO
0. FIM DOS CALCULOS1. VAZAO2. PRESSAO INICIAL3. PRESSAO FINAL4. COMPRIMENTO5. DIAMETRO EXTERNO6. MUDAR AS PROPIEDADES7. IMPRIMIR A TELA
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¿con qué método?
CALCULO DE GASODUCTOS MONOFASICOSPRESSAO BASE: …………………. 1.033 kgf/cm2 abs TEMPERATURA BASE: …………. 20 graus centigrados TEMPERATURA DO FLUXO: …... 25 graus centigrados DENSIDADE DO GAS: …………… 0.60 (densidad relativa)
ESPESSURA DA TUBULACÁO:.... 0.50 polRUGOSIDADE DA TUBULACÁO:.. 0.045 mm
VAZZAO: …………………………… x 1000 m3/dia PRESSAO INICIAL: ………………. 150 kgf / cm2 man.
PRESSAO FINAL: ………………… 30 kgf / cm2 man. COMPRIMENTO: …………………. 150 km DIAMETRO EXTERNO: ………….. 24 pol EFICIENCIA DO GASODUTO: ….. 0.92
FORMULA DE CALCULO
1. COLEBROOK2. AGA3. PANHANDLE B4. WEYMOUTH
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Resultados
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
k m 3 / d
C o l e b
r o o k
A G A
P a n h
B
W e y m o
u t h
ECUACIÓN 1000 M3/D MMPCD
COLEBROOK 23059 814
AGA 23059 814
PANHANDLE 28174 995
WEYMOUTH 23216 820
Cada 100 Mw degeneración hidráulica
equivalen a 20 MMpcd
30,000 familiasconsumen 1 MMpcd
VOLÚMENES MÁXIMOS
Tubo de 24"; esp: 0.5 "P1: 150 bar; P2: 30 bar Longitud: 150 km
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Escenarios de Demanda
MERCADO
5 AÑOS SGTES
GENERATION 70.00% 77.00%
INDUSTRY 80.00% 90.00%
COMMERCIAL/RESID 26.00% 30.00%
FACTOR DE CARGA
YEAR GENERATION INDUSTRY COM/DOM TOTAL MAX FLOW
MMPCD MMPCD MMPCD MMPCD MMPCD
2003 113 47 2 162 227
2004 148 63 3 215 303
2005 148 75 5 228 324
2006 149 83 9 241 348
2007 149 87 12 248 365
2008 148 91 15 254 3442009 162 95 19 276 378
2010 176 99 22 297 413
2011 201 104 26 330 461
2012 227 108 28 363 508
2013 254 113 29 396 551
2014 282 118 30 430 596
2015 312 124 30 466 644
ELÉCTRICO
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Cálculo de L Tubo de 24"; esp: 0.625 "P1: 150 bar; P2: 30 bar Longitud: ? km
Bases de Diseño
Tb = 20°CPb = 1.033 kgf/cm2Temperatura media del gas= 25°CDensidad= 0.60Rugosidad de la tubería = 0.045 mmEspesor de la tubería = 0.625 "
Caudal = 325 MMpcdMáximo = 9207 x 103 m3
P inicial = 150 kgf/cm2P final = 30 kgf/cm2
ResultadosLongitud = 889 km
Optimización (Colebrook)Para 600 km
P inicial necesaria= 126 kgf/cm2= 1840 psi
Para P inicial = 100 kgf/cm2sólo cubre 355 kms
P
L
Para un mismocaudal
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Diferentes distancias para distintoscaudales
Tubo de 24"; esp: 0.625 "
P1: 150 bar; P2: 30 bar Longitud: ? KmDistintos caudales
AÑOS OPER LONGITUDMMPCD 1000 M3/D KMS
3 324 9,178 8955 365 10,340 705
10 508 14,391 364
15 644 18,244 226
CAUDAL MAX
P
L
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El Diseño a futuro
P
Kms
Horizonte de diseño
Desarrollo por etapasCaudal máximo económicoMínimos costos de operaciónMínima afectación de medio ambiente y población
600300150
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Estaciones de Compresión
P
Kms
600300150
Estaciones intermedias de compresión
400
El diseño del gasoducto Camisea-Lima en 1988según Petroperú consideró tres estaciones decompresión para un flujo de diseño máximo de 450MMPCD y una presión inicial de 100 bar
1 bar = 1.01972 kgf/cm2= 0.98692 atm.
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Estaciones de Compresión
P
V
p2
p1
isotérmico
real --> politrópico
15
65
MW
1.04 1.08 1.12 1.16 1.20 1.24 1.28 1.32 k
K = Cp / Cv
Simplificado
HP= 22 . (R) . N . (MMscfd) . F
R : relación de compresión por etapasN : número de etapas
R recomendable menor a 4.5
Mayores valores llevan a temperaturas elevadas
Para gases con gravedad = 0.8 - 1.0, usar 20
En cálculos más sofisticados
es común utilizar 1.25 - 1.26
como coeficiente politrópico
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Según fabricantes (14.7 PSI, 60°F)
25 50 75 100 150 200 350 500 600 750 800 900 1000 1250 1500 1750 2000 2500 3000 4000 4500 6000
0 65 100 130 145 170 190 235 250 260 275 280 290 300 315 330 345 350
10 35 65 85 105 130 1 45 1 85 2 15 230 235 240 250 255 275 290 300 310 320 330 350 360 390
25 40 55 70 95 120 150 175 185 205 210 220 230 240 255 265 275 285 295 320 330 370
50 25 40 70 80 120 140 155 170 175 180 190 205 215 230 245 255 265 280 285 325
75 20 45 55 95 120 130 145 150 155 165 180 195 205 215 225 235 260 270 300
100 30 45 75 100 115 130 135 140 145 160 170 180 195 205 215 235 245 275
150 20 55 75 85 105 110 115 120 135 150 160 165 175 185 210 220 260
200 40 60 70 80 85 95 100 115 125 140 150 165 175 195 205 240
250 25 45 55 65 70 80 85 105 115 125 135 145 160 180 190 225
300 20 35 45 55 60 70 75 80 85 100 120 130 140 160 170 205
350 25 35 50 55 60 6 5 7 5 9 0 100 110 120 130 150 160 195
400 20 30 40 45 50 55 70 80 90 105 110 120 140 150 185
450 15 20 30 35 40 50 60 70 80 100 105 115 130 140 175
500 15 30 35 40 45 55 60 75 95 100 110 125 135 165
550 15 25 30 35 40 50 55 70 90 95 110 125 130 160
600 20 25 30 35 45 55 65 85 90 100 115 125 155
750 15 20 25 35 40 55 75 80 90 105 115 140
1000 20 30 40 50 60 70 90 105 125
1250 25 30 40 50 60 75 90 110
1500 20 30 35 50 65 75 90
1750 20 30 40 55 65 80
2000 20 35 45 55 70
3000 20 35 50
4000 20 30
PRESION DE DESCARGA (psig)
P R E
S I O N
D E
S U C C I Ó N
( p s
i g )
BHP / MMPCD PARA COMPRIMIR GAS NATURAL
Knight Industries U n a
e t a p a
D o s
e t a p a s
T r e s e t a p a s
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Compresión: ResultadosCAUDAL
MMPCD SIMPLIFICADO KNIGHT PROGRAMA
324 34,427 34,020 28,822365 38,783 38,325 32,471
508 53,977 53,340 45,192
644 68,428 67,620 57,292
METODO
CAUDAL
MMPCD SIMPLIFICADO KNIGHT PROGRAMA
324 34427 34020 28822365 38783 38325 32471
508 53977 53340 45192
644 68428 67620 57292
METODO
COMPARACION DE RESULTADOS
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
300 400 500 600 700
MMPCD
H P
SIMPLIFICADO
KNIGHT
PROGRAMA
Un factor de corrección :(TS /520) * (FGESP)
Para:TS = 25°C=537FGESP = 0.965 (GPA)Factor= 0.9965
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ASME B 31.8 - 1995Diseño
FabricaciónInstalaciónInspecciónPruebasSeguridad
Operación yMantenimiento
GasoductosRedes de distribuciónDuctos menoresEstaciones de compresiónEstaciones de Medición yregulación
Líneas de Servicio
Tuberías de acero : API 5L
: ASTM A 53: ASTM A 106
Hierro dúctil : ANSI A21.52
Tuberías plásticas y accesorios : ASTM D 2513-2517
Materiales
Componentes y detalles de fabricación : ANSI B16…, API...
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Criterios de diseño
Expansión y flexibilidadEsfuerzos combinadosSoportes y anclajes
Esfuerzos circunferenciales
Factor de localización (F)Factor de tubería (E)Factor de temperatura (T)
Material y Dimensionamiento:Diámetro (D)Espesor (t)
t= PD .2 (SMYS) . FET
P presión de diseño
SMYS specified minimun yield stenght
S ADM = (SMYS) . FETesfuerzo admisible
t= PD .
2 S ADM
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FactoresCLASE DE LOCALIZACIÓN F N° EDIFIC. PH
CLASE 1, DIV 1 0.80 <= 10 1.25CLASE 1, DIV 2 0.72 <= 10 1.1CLASE 2 0.60CLASE 3 0.50CLASE 4 0.40
10 < # < 46> 46
> 46 ALTO TRÁFICO
CLASE DE TUBERÍA E
A 53 SIN COSTURA 1.00
A 53 RESISTENCIA ELÉCTRICA 1.00
A 53 SOLDADURA A TOPE - HORNO 0.60
A 106 SIN COSTURA 1.00
API 5L SIN COSTURA 1.00
API 5L RESISTENCIA ELÉCTRICA 1.00
API 5L ELECTRIC FLASH WELDED 1.00
API 5L ARCO SUMERGIDO 1.00
A 106 SOLDADURA A TOPE - HORNO 0.60
TEMPERATURA ° F T250 O MENOS 1.000
300 0.967
350 0.933400 0.900
450 0.867
Usual: 0.72Ejemplo:
API 5LX 60SMYS=60000 psiE=1SADM = 43,200 psiSi:D = 24"P = 150 bar
= 2250 psiLuego:
t = 0.625 pulg(no adic. x corrosión)
Ad á
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Además...
P= (2 S) t (0.32)(D-t)
General: menor o igual a 100 psi
P presión de diseño
SMYS long term hydrostatic stenght
Diseño termoplástico
•operación mayor a -20°F•menor a "long term temp" y 140°F
Diseño reforzado•-20°F <operación<150°F•t>0.060"
Estaciones de CompresiónLocalización . Espacios abiertos
Edificio albergue. ANSI/NFPA 220Salidas >= 2Áreas cercadasFacilidades eléctricas. ANSI/NFPA 70Equipos. Tratamiento de gas y otrosTuberías en la estación
Tuberías de plástico
Válvulas(transporte y distribución)•Espaciamiento•Localización
LOCATION DISTANCIA MÁX
CLASE 1 20 mi
CLASE 2 15 mi
CLASE 3 10 mi
CLASE 4 5 mi
LINEAS DE TRANSPORTE
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Evaluación económica
Ducto de 600 kms
Demanda indicadaNo std by compressor Módulos de 15000 HPUS$ 1500 / HPUS$ 2000 / ton+10000/km-"
OPCION 1Ducto 24"Presión máxima : 150 bar t= 0.688"Peso = 255 kg/mTotal en 600 km : 153,000 tonTubería : US$ 450 millones
OPCION 2Ducto 24"Presión máxima : 100 bar t= 0.438"Peso = 164 kg/mTotal en 600 km : 98,400 tonTubería : US$ 340 millones
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Costos de compresión
YEAR TOTAL MAX FLOW HP HP REQ INV HP HP REQ INV MMPCD MMPCD 150 BAR COMER mm$ 100 BAR COMER mm$
23
2003 162 227 23,804 30,000 NO 0 15,869 15,000 1 68
2004 215 303 31,802 45,000 NO 0 21,202 30,000 2 0
2005 228 324 34,026 45,000 NO 68 22,684 30,000 2 0
2006 241 348 36,524 45,000 1 0 24,350 30,000 2 0
2007 248 365 38,315 45,000 1 0 25,543 30,000 2 135
2008 254 370 38,850 45,000 1 0 25,900 30,000 5 0
2009 276 378 39,723 45,000 1 0 26,482 30,000 5 0
2010 297 413 43,320 45,000 1 23 28,880 30,000 5 113
2011 330 461 48,441 60,000 1 180 32,294 45,000 5 0
2012 363 508 53,336 60,000 3 0 35,557 45,000 5 0
2013 396 551 57,902 60,000 3 32 38,602 45,000 5 0
2014 430 596 62,595 67,000 3 0 41,730 45,000 5 0
2015 466 644 67,622 67,000 3 0 45,081 45,000 5 0
7/28/2019 GN-diseño de gasoductos
http://slidepdf.com/reader/full/gn-diseno-de-gasoductos 29/29
Comparación de NPVYEA R TOTA L R EQ INV M ANTTO M AX INGRESOS REQ INV M ANTTO M AX INGRESOS
MMPCD mm$ mm$ MMPCD mm$ mm$ mm$ MMPCD mm$
450 363
2003 162 NO 0 9 227 62 1 68 11 227 62
2004 215 NO 0 9 303 83 2 0 13 303 83
2005 228 NO 68 9 324 89 2 0 13 324 89
2006 241 1 0 11 348 95 2 0 13 348 95
2007 248 1 0 11 365 100 2 135 13 365 100
2008 254 1 0 11 370 101 5 0 19 370 101
2009 276 1 0 11 378 104 5 0 19 378 104
2010 297 1 23 12 413 113 5 113 19 413 113
2011 330 1 180 12 461 126 5 0 20 461 126
2012 363 3 0 14 508 139 5 0 20 508 139
2013 396 3 32 14 551 151 5 0 20 517 142
2014 430 3 0 15 596 163 5 0 20 517 142
2015 466 3 0 15 644 176 5 0 20 517 142
TASA NPV NPV NPV NPV NPV NPV
0% 752 154 5,488 1,502 678 221 5,248 1,437
10% 544 79 2,721 745 510 112 2,647 725
12% 519 71 2,417 662 487 100 2,358 645
GASODUCTO A 150 BARNPV@10% ING-EG = $122 mm
NPV@12% ING-EG = $72 mm
GASODUCTO A 100 BARNPV@10% ING-EG = $103
NPV@12% ING-EG = $58
US$0.75 / mpc
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