167 art fsl[1]

AMHXXII CONGRESO NACIONAL DE HIDRÁULICA

ACAPULCO, GUERRERO, MÉXICO, NOVIEMBRE 2012AMH

Introducción

En México uno de los energéticos más importantes es el Gas Natural, siempre se debe tener cuidado en el manejo de este combustible, el descuido o el mal trato de las redes de distribución pueden ocasionar accidentes que generen tanto pérdidas humanas cómo materiales. Al ser el Gas Natural un material explosivo, es necesario tener cuidado en su distribución, por tal motivo es importante realizar pruebas de hermeticidad a las tuberías antes de que estás se encuentren en operación.

El gas natural es la fuente de energía más ventajosa porque, además de ser un combustible limpio y de bajo costo, compite con todas las otras fuentes de energía. En la generación eléctrica el gas compite con el petróleo, el carbón y las centrales hidroeléctricas; en el uso industrial compite con el petróleo pesado (fuel oil), el diesel y la electricidad; en el área doméstica compite con el kerosene, la electricidad, el gas licuado y otros combustibles y finalmente en el sector transportes compite con la gasolina y el diesel, (Cáceres, 2002).

A pesar de que sólo pasa en raras ocasiones, una fuga de gas natural puede algunas veces ocurrir. Una fuga de gas natural puede ser peligrosa porque aumenta los riesgos de un incendio o explosión.

Entre las causas que pueden generar una fuga podemos encontrar:

Originadas por efectos del hombre, estas son por un descuido en el momento que se esté construyendo algún tipo de estructura cerca de estas tuberías.

Originadas por daños en los materiales de construcción, generalmente al momento de estar colocando los materiales y accesorios para el tendido de las tuberías a simple vista es difícil detectar algún daño en estos, pero al aplicar una prueba de hermeticidad con un termomanómetro se puede detectar las fugas.

La Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) precisa que 21 empresas dan servicio a 1.6 millones de tomas domesticas, (10 millones de personas), a cerca de 200 mil usuarios industriales y entre 180 mil y 200 mil comerciales.

La razón de que su presencia en el mercado sea bastante limitada es la falta de una red de ductos que lo transporte, situación que puede cambiar si se aprueba la iniciativa presidencial que plantea abrir al sector privado la exploración y explotación de gas natural. Esto significara crear un negocio para este energético más allá de la estructura actual estrechamente ligada a la organización de Petróleos Mexicanos (UNAM, 2005).

La inmensa red de tubería de acero en México incluye conductos con más de 20 años. Estos conductos tienen que ser

revisados periódicamente para poder verificar que no presentan fugas en ellos mismos, para lo cual se está desarrollando un método mediante experimentación en dos moldeos físicos a escala de líneas igual a uno, construido con tubería de acero y los accesorios requeridos, para estudiar el comportamiento de la caída de presión a lo largo del modelo, al simular una fuga en cinco diferentes secciones del mismo, y poder detectar en que tramo presente una fuga en una tubería de gas en servicio. Para que de una manera rápida y eficiente se pueda reparar evitando accidentes y contribuyendo de esta forma a una distribución de gas favorable; actualmente sólo falta la experimentación del segundo modelo.

Los modelos de este trabajo se realizaron en particular con una tubería de acero de 4 pulgadas, que generalmente son las líneas que transportan el gas natural en el Distrito Federal y zona metropolitana.

Objetivos

Los objetivos de este trabajo son: desarrollar una metodología para detección de fugas en tuberías de gas natural, a través del estudio de dos modelos físicos de tuberías a presión, empleando el método de caída de presión; y proponer utilizar este método en campo para así poder determinar las posibles fugas en tuberías de gas natural más rápidamente.

Método y Materiales

Para alcanzar los objetivos antes anotados se consideró la siguiente metodología:

Recopilación bibliográfica sobre el tema en estudio y análisis de los métodos existentes para determinar fugas en tuberías de gas. Diseño, construcción, calibración y operación de dos modelos hidráulicos de una tubería a presión, con base en, las instalaciones, equipo e instrumentación existentes y disponibles en el Laboratorio de Ingeniería Hidráulica de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura, Unidad Zacatenco (ESIA-UZ), del Instituto Politécnico Nacional. Análisis de resultados y establecimiento de conclusiones.

Desarrollo

Existen diversos métodos para la detección de fugas en conductos, todos son importantes para detectar y ubicar, lo más pronto y preciso como sea posible una fuga, de tal manera que estos sistemas permitan a los operadores de conductos, tomar las acciones necesarias para controlar, reducir y detener la fuga. Todas las técnicas de detección están basadas en medir parámetros específicos, ya sea continuamente o en intervalos. Conocer la relación entre las fugas reales y las falsas alarmas, determinará la sensibilidad del sistema de detección de fugas que dependerá de muchos factores, presión de operación del conducto, la longitud y el diámetro del conducto, etcétera.

El estudio de la detección de fugas de gas natural en tuberías es de vital importancia ya que al ser un gas altamente

METODOLOGÍA PARA DETECCIÓN DE FUGAS EN TUBERÍAS DE GAS

NATURAL

Fragoso Sandoval Lucio, Ruiz y Zurvia Flores y *Uribe Hernández OmarProfesores y *alumno de la Maestría en Ingeniería Civil, de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura

Unidad Zacatenco, del Instituto Politécnico Nacional, Av. Juan de Dios Batis s/n, Colonia Lindavista, México D. F., México, C.P. 07300.

[email protected], [email protected] y [email protected]

mailto:[email protected]



explosivo provoca un gran riesgo tanto a la población como a la economía.

Según la Norma Oficial Mexicana NOM-009-SECRE-2002, Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural, en ductos. Nos dice que: Se debe investigar en forma inmediata cualquier notificación o aviso de terceros en el que se reporte olor a gas, fuga, incendio o explosión que pueda involucrar a tuberías de gas. Si la investigación confirma una fuga, ésta se debe clasificar inmediatamente y tomar la acción que corresponda.

El permisionario puede aplicar para la detección de fugas en sus instalaciones, individualmente o combinados, los métodos siguientes:

a) Con indicadores de gas combustible;

Sobre la superficie del suelo

Debajo de la superficie del suelo

b) Inspección visual de la vegetación;

c) Caída de presión;

d) Burbujeo;

e) Ultrasonido;

f) Fibra óptica;

g) Termo grafía infrarroja terrestre o aérea, y

h) Perros adiestrados.

a) Detección con indicadores de gas combustible.

El equipo para realizar esta inspección puede ser portátil o móvil. El indicador debe ser del tipo y sensibilidad adecuados, de acuerdo con las instrucciones del fabricante, para el método de detección de gas natural que se aplique en la instalación inspeccionada.

Detección sobre la superficie de suelo.

Para instalaciones arriba del nivel del suelo, se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera adyacente a dicha instalación.

i) Para instalaciones subterráneas, se deben tomar muestras de la atmósfera a no más de cinco centímetros de la superficie del suelo, cuando sea posible, y en todas aquellas irregularidades del terreno que faciliten que el gas aflore. En áreas donde la tubería está debajo de piso terminado, entre otras: banquetas y calles pavimentadas, se deben tomar muestras del aire cercano a discontinuidades e irregularidades del piso, tales como: aberturas, ranuras, rupturas y grietas que faciliten que el gas aflore. Asimismo, se debe analizar el aire dentro de recintos cerrados alojados en aberturas del piso debajo de su nivel, cercanos a la tubería, pozos de visita, registros de drenaje, de instalaciones eléctricas, telefónicas y otros servicios.

ii) El muestreo de la atmósfera superficial con indicador de gas se debe realizar a la velocidad y en condiciones atmosféricas adecuadas para que dicho muestreo sea correcto. La operación del indicador de gas debe realizarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Se deben analizar muestras en los lugares especificados en el párrafo anterior.

Detección debajo de la superficie de suelo

El muestreo de la atmósfera debajo del piso se debe realizar en aberturas existentes y/o sondeos arriba y/o adyacentes a la tubería. Los pozos de muestreo se deben perforar lo más cerca

posible a la tubería y lateralmente a no más de 5 metros del eje de la misma. A lo largo de la tubería los puntos de prueba se deben localizar a no más del doble de la distancia entre la tubería y la pared de edificio más cercana a 10 metros, la que sea más corta, pero en ningún caso el espaciamiento debe ser menor a 3 metros. El patrón del muestreo debe incluir puntos de prueba adyacentes a las conexiones de las líneas de servicio, acometidas a los edificios, cruzamientos de calles y conexiones de ramales.

b) Detección por inspección visual de la vegetación.

Este método tiene por objeto detectar indicaciones anormales o inusuales en la vegetación que puedan haber sido causadas por la migración de gas. Dichas indicaciones de fugas de gas deben confirmarse usando un indicador de gas combustible. La inspección debe ser realizada por personal experto que tenga una buena visión del área que está inspeccionando y sus alrededores.

Para determinar la velocidad de recorrido se debe considerar lo siguiente: i) trazo del sistema de transporte o distribución;ii) cantidad y tipo de vegetación, y c) condiciones de visibilidad tales como: alumbrado, reflejo de luz, distorsiones u obstrucciones del terreno.

El método de inspección visual del estado de la vegetación sólo se puede aplicar en áreas en donde el crecimiento de la vegetación está bien definido. No se debe emplear cuando el grado de humedad del suelo sea anormalmente alto, cuando la vegetación está inactiva, o cuando está en periodo de crecimiento acelerado, como en el comienzo de la primavera.

d) Detección por burbujeo

Este método consiste en cubrir totalmente la tubería con una solución tensa activa que forme burbujas, entre otras, agua jabonosa para señalar las fugas sobre la superficie expuesta de la instalación. La solución utilizada no debe dañar ni debe dejar residuos que posteriormente puedan producir corrosión en los materiales de la instalación probada.

e) Detección por ultrasonido

Este método consiste en la instalación de sensores ultrasónicos espaciados a lo largo de la tubería que pueden detectar la ocurrencia de una fuga en tiempo real, por la energía ultrasónica que se genera desde el momento en que ocurre. Las ondas viajan en todas direcciones del sitio de la fuga, lo que permite detectarlas a grandes distancias. Este método se puede acoplar a un sistema de geo posicionamiento (GPS).

Para probar una instalación de gas por ultrasonido se debe tomar en consideración lo siguiente:

i) Presión en la tubería. Dado que al incrementarse la presión en la tubería, la magnitud de la energía ultrasónica generada por la fuga aumenta, los sensores deben ser adecuados para la presión de trabajo de la instalación;

ii) Localización de la instalación. Los objetos alrededor de la instalación bajo prueba pueden reflejar o atenuar la energía ultrasónica generada dificultando la detección de la fuga;

iii) Cantidad de fugas. La capacidad de detección de este método se reduce conforme se incrementa el número de fugas en un área determinada, ya que pueden producir un nivel alto de ruido ultrasónico debido al aumento de la energía ultrasónica liberada por cada fuga, y



iv) Tipo de instalación. Los equipos neumáticos y los operados con gas, entre otros: compresores, motores y turbinas, generan energía ultrasónica. Se debe conocer la localización, cantidad y características de dichos equipos cerca de la instalación para determinar si el ruido ultrasónico que producen puede causar interferencia al equipo de detección de fallas. El área de prueba, se debe recorrer para verificar la posible presencia de interferencias.

El permisionario debe confirmar los resultados obtenidos por ultrasonido aplicando los métodos adecuados para detectar fugas en sus instalaciones.

f) Detección por fibra óptica

Consiste en la instalación de detectores de masa de aire, de fluido y de cable de fibra óptica en los conductos para monitorear, detectar y diagnosticar el desempeño de dichas instalaciones. Principalmente se utiliza para la detección de fugas en tiempo real.

g) Detección por termo grafía infrarroja terrestre ó aérea

Este método se usa en tuberías superficiales y subterráneas. Mide la energía térmica del gas natural o el gas LP mediante un espectrómetro de banda infrarrojo como elemento primario de detección. El instrumento puede acoplarse a un sistema de geo-posicionamiento para ubicar las fugas.

h) Detección por medio de perros adiestrados

La raza labrador es la más comúnmente usada ya que puede detectar el olorizante adicionado en la corriente del fluido. El perro localiza y rastrea el olor que sale por la fuga hasta el punto de máxima concentración.

Comparación de volumen de entrada con el de salida

Comparar los volúmenes de entrada y salida, no solo es medir el volumen y compararlo, depende del tipo de producto y condiciones muy particulares de la operación, es decir, si la condiciones del producto fueran perfectamente constantes, el volumen bombeado dentro de la línea, sería igual al volumen de salida, una diferencia entre estos números, significaría una fuga, sin embargo, las condiciones para que se presenta este caso, son meramente ideales; en la realidad, las condiciones del producto dentro del conducto, están sujetas a variaciones debido a cambios de temperatura, presión y por lo tanto de densidad del producto.

Análisis de la presión y/o la tasa del flujo dentro del conducto

El análisis de la presión dentro del conducto se refiere a que, de un líquido a través de un conducto produce una caída de presión a lo largo de éste y está directamente relacionado con la velocidad del flujo. Observar variaciones entre la velocidad de flujo que se espera y la caída de presión en una operación normal de envío, puede ser indicativo de una fuga. Aunque pequeñas variaciones en la medición como las condiciones del terreno y los cambios de temperatura pueden variar la precisión del sistema, dependiendo ésta última, del tamaño de la fuga. Para esto, existen modelos matemáticos que a través, de ellos se determinan aquellas variaciones, permitiendo así, hacer un ajuste a las mediciones.

Otra modalidad de éstas técnicas de precisión, consiste en un análisis estático de la presión en el conducto, es decir, con el conducto lleno de líquido se mide la presión al inicio de una sección, sin el complejo de modelo dinámico y después, se

mide en una sección al final de la línea, donde la presión debe permanecer constante, obviamente se compensan nuevamente las variaciones debido a la temperatura. Ésta técnica, generalmente no localiza la ubicación de la fuga además, resultado resientes con la técnicas de modelación, indican que estos sistemas podrían no ser tan confiables para detectar fugas en sistemas de ingreso o envió múltiple, es decir, sistemas de conductos donde se trasportan múltiples productos, (Martin, 1988).

Monitoreo de señales características generadas por fugas

En algunas ocasiones, se generan fugas de ocurrencia temporal en los conductos, éstas generan una onda sonora de presión negativa la cual, viaja a través del conducto desde la fuga en ambas direcciones. Utilizando detectores ultrasónicos a intervalos regulares a lo largo del conducto, se determina inmediatamente la onda de precisión negativa generada. Sin embargo, la carga y descarga del producto en las instalaciones pueden generar niveles de precisión transitoria, causando falsas alarmas, así que se requiere además un sistema para eliminar éstas señales espurias. Algo importante a considerar con ese método, son además, los objetos que generan reflexión o atenúan señales ultrasónicas, así como otros que las generan, lo cual altera la precisión del sistema. Otra desventaja es que no pueden ser detectadas fugas pequeñas y menos con salida lenta (Staff subcommitte of pipeline safety, 2005).

Detección por cable

Los cables de detección para fugas se diseñan para alertarse después de entrar en contacto con el producto en cualquier punto a lo largo de su longitud. La presencia de hidrocarburos crea un círculo entre dos alambres de detección y acciona una alarma.

Detección de fugas por PIGS

Generalmente para evaluar las condiciones de los conductos, se emplean equipos avanzados llamados “diablos instrumentados” o PIGS. Estos tienen forma cilíndrica y viajan por la tubería para registrar las posibles fracturas. Cuando el líquido escapa a presión a través de un defecto en los conductos, genera un ruido ultrasónico, este ruido puede ser medido y registrado por un PIG. Pequeñas fugas pueden ser detectadas y localizadas con un buen nivel de precisión. Es claro que este método no alerta inmediatamente la ocurrencia de la fuga ni tampoco indicará el tamaño de esta, se usa principalmente para localizar y avalar una sospecha de fuga o bien para confirmar la integridad de la línea. En caso de encontrarse alguna anomalía se procede a reparar la tubería o en caso extremo a sustituirla en el tramo afectado.

Se pueden emplear otros métodos siempre y cuando se apliquen de acuerdo con los procedimientos escritos que prueben que dichos métodos son tan eficaces como los de la lista anterior. La aplicación del método adecuado es responsabilidad del permisionario, quien debe determinar que no existe fuga o en caso de que exista, ésta se debe detectar, localizar, clasificar y controlar inmediatamente.

Caso de estudio: Detección de fugas por caída de Presión.

Este método se aplica para determinar si en una sección aislada de la instalación de gas pierde presión por fugas. La sección seleccionada debe tener solamente una presión de operación y dicha sección debe aislarse antes de efectuar la prueba de caída de presión. Para determinar los parámetros de



la prueba de caída de presión, se deben tomar en cuenta los criterios siguientes:

Presión de prueba. Si la prueba se realiza únicamente con el propósito de detectar fugas en la sección aislada, se debe hacer cuando menos a la presión de operación.

Medio de prueba. El medio debe ser compatible con los materiales de la tubería, debe estar libre de materiales sedimentarios y no debe dejar residuos que puedan dañar la instalación. El medio para realizar la prueba no debe ser inflamable, puede ser agua, aire o gas inerte, excepto cuando se utiliza el gas natural que conduce la tubería, y

Duración de la prueba. El tiempo de la prueba debe ser suficiente para detectar la caída de presión debida a fugas. Para determinar el tiempo necesario para realizar la prueba se deben considerar los factores siguientes:

i) El tiempo y volumen requerido para que el medio de prueba alcance la presión de prueba;

ii) El tiempo necesario para que el medio de prueba estabilice su temperatura, y

iii) La sensibilidad del instrumento de prueba.

El método de caída de presión no localiza las fugas, por lo que se requiere una evaluación posterior con otro procedimiento que permita localizar las fugas para evaluarlas y clasificarlas.

Modelo físico de una tubería a presión.

Generalidades. Para la obtención de los objetivos de este trabajo se construyó uno de dos modelos de una tubería a presión, en el que se estudió el comportamiento de la pérdida de presión, mediante la simulación de una fuga a través de una serie de cinco válvulas ubicadas a lo largo de la tubería, ver figura 1; (en el modelo se utilizó aire en lugar de gas natural).

Para la construcción de estos modelos fue necesario emplear materiales como son: Tubo de 4” de acero, TaponCap 4”, Bridas 4”-300 lbs, Coples de ½”, Niples de ½”, Codos de ½”, Válvulas de esfera de ½” y ¾”, Manómetros con rango de 0-7 kg/cm2 y 0-2 kg/cm2, Reducciones Bushing de ½” a 3/4”, Tee de ¾”, Regulador de Presión y de Medidores de Gas Natural. Todo esto con el fin de simular una tubería a presión que cotidianamente se encuentra dentro de las Redes de Distribución de Gas Natural.

Gas perfecto. Se define como una sustancia que satisface la ley del gas perfecto, ecuación (1).

pv x=RT (1)Y que tiene valores específicos constantes; donde:

p=presión absoluta, vx=volumenespecífico,

R=constante de gas , T=temperaturaabsolutaEl gas perfecto debe distinguirse cuidadosamente de un flujo ideal, ya que el flujo ideal carece de fricción y es incompresible. El gas perfecto tiene viscosidad y puede, por lo tanto, desarrollar esfuerzos cortantes y es compresible de acuerdo a la ecuación 2, (Streeter y Wyle, 2000) .

La cual se puede escribir como:

p=ρRT (2)

La ley del gas perfecto comprende las leyes de Charles y de Boyle. La ley de Charles expresa que, para una presión constante, el volumen de una masa dada de gas varía según su temperatura absoluta. La ley de Boyle, ley isotérmica expresa que, para temperatura constante, la densidad varía directamente según varía su presión absoluta.

Construcción del modelo.

La construcción del modelo se realizó de la siguiente manera:

a) Se cortó un tubo de 4” en dos partes, esto fue para la unión de las bridas en un extremo de cada tubo mediante soldadura, con esto al unir las dos tuberías se pudo calcular y así descartar la pérdida de presión por accesorios.

b) Se prosiguió a unir los tapones Cap en los dos extremos faltantes.

c) Como paso siguiente se colocaron Coples a una distancia de 0.60 m a lo largo del tubo, y un Cople en cada tapón Cap, con el fin de permitir la entrada de flujo y la salida del mismo.

d) Al tener la unión de las bridas y los tapones Cap en los dos tramos de tubería se prosiguió a la unión de estos, mediante tornillos, colocando en esta unión un empaque para evitar la posible pérdida de presión entre las dos bridas.

e) Al tener armado el tubo se prosiguió a pintar el mismo.

f) Teniendo el tubo listo se colocaron los Niples en cada Cople instalado a lo largo de la tubería, ver figura 1, y en estos Niples se colocaron las Válvulas de Esfera.

g) En los Coples restantes se colocaron las Reducciones Bushing para poder unir a estas los Manómetros.

h) En los Coples de los extremos se colocaron los Medidores de Gas Natural, que previamente se armaron.

i) En el arreglo que se hizo a un medidor de Gas Natural se colocó una conexión de un compresor para poder realizar la calibración del modelo que a continuación se describe.

Figura 1. Vista del modelo.

Calibración del modelo.

La calibración consistió en verificar el buen funcionamiento de los manómetros, colocando cada uno de ellos en una balanza de pesos muertos, aunque estos son nuevos, la idea era checar que no se encontraran fuera de rango y que las mediciones efectuadas a través de ellos fueran correctas.

El proceso consiste en colocar cada manómetro en la balanza, en la que se encuentra un manómetro previamente certificado ante un laboratorio. Una vez colocado los 2 manómetros en la balanza se prosiguió a incrementar la presión para poder ver el grado de exactitud de cada uno.



Terminando este paso se realizó la calibración del regulador que se encuentra en la entrada de la tubería, se colocó un manómetro con un rango de 0-7 kg/cm2, esto porque el compresor inyecta aire hasta una presión de 6.5 kg/cm2 aproximadamente, al pasar por este regulador se calibró la presión a 0.5 kg/cm2, que es la presión que soportan los medidores de flujo tanto de entrada como de salida.

Ensayos

Una vez armado el modelo y verificado que la tubería se encontrara hermética se prosiguió a efectuar los ensayos bajo las siguientes condiciones:

1. Se presurizo la tubería a una presión de 0.5 kg/cm2 ya que los medidores con los que se cuenta para este modelo son la presión máxima a la que pueden trabajar, y para evitar que estos sufran desperfectos se optó por manejar presiones de ese rango. Una vez presurizada se cerraron todas las válvulas para evitar que perdiera presión y se dejo que se estabilizara durante 5 minutos, esto fue porqué el compresor inyecta aire caliente y como menciona la Ley de Gay-Lussac (Streeter y Wyle, 2000), que establece la relación entre la presión (P) y la temperatura (T) de un gas cuando el volumen (V) se mantiene constante, y dice textualmente:

“La presión del gas es directamente proporcional a su temperatura.”

Esto significa que:

Si aumentamos la temperatura, aumentará la presión.

Si disminuimos la temperatura, disminuirá la presión

Una vez pasado los 5 minutos se tomaron las lecturas de los 6 manómetros que se encuentran a lo largo de la tubería, ver figura 1; y se nombro a este proceso “Ensayos de forma Estática”.

Teniendo las lecturas de los manómetros se procede a inyectar presión de nuevo con el compresor, pero en esta ocasión se abren las válvulas de entrada y salida 4 mm (ver figura 1), esto para simular el flujo de un gasto que pasa a través de la tubería.

Esta forma de ensayo es considerada como: “Ensayos de forma Dinámica”, después de la abertura de las válvulas se dejo estabilizar la presión durante 2 minutos y medio, esto fue porqué al tenerse un flujo la presión baja consideradamente. Pasando estos dos minutos y medio se tomaron las lecturas de los manómetros colocados en la tubería así como en los medidores se tomo el gasto de entrada y de salida en un periodo de tiempo de 10 segundos cada uno.

Como paso siguiente se continuo con la simulación de las fugas, en esta etapa es dónde se abren las válvulas que fueron instaladas a lo largo de la tubería (para simular dichas fugas), la forma en que se llevo a cabo este proceso, consistió en que se fue abriendo cada una de las válvulas 4 mm (en el ensayo 1.1, la válvula 1, en el ensayo 1.2 se cerró la 1 y se abrió la 2 y así consecutivamente, hasta el 1.5) y en cada uno de ellos se tomó la lectura de los manómetros y de los medidores, los datos de gasto de entrada y de salida, al tener estos valores se cerraba la válvula y se dejaba estabilizar el modelo por un periodo de 2.5 minutos para poder pasar a la siguiente válvula, esto se realizó para las 5 válvulas de la tubería (ver figura 1).

Se realizaron un total de 25 ensayos esto con el fin de tener una buena interpretación de los resultados.

Teniendo como información los datos como son el gasto de entrada, presión manométrica 1 y 2, temperatura, así como el área. Se prosiguió a calcular la velocidad 1, con la ecuación de continuidad, ecuación 3.

Q=AV (3)Dónde: Q=Gasto , A=Área,V=Velocidad .

Resultando: V=Q /ADespués de calcular la Velocidad 1, se continúo con el cálculo de la temperatura absoluta, utilizando la ecuación (4) para la temperatura absoluta en el Sistema Internacional de unidades.

T=( t ° C+273 )K (4)Dónde

K=Grados Kelvin .Continuando con el cálculo de la presión absoluta empleando la ecuación (5) para calcular la presión absoluta.

P=Patm+Pman(5)Dónde:

Patm=101.3 KPa, Pman=PresiónManómetrica .

Teniendo la Presión Absoluta y la Temperatura Absoluta se calculó el peso específico con la ecuación (6).

γ= PRT

(6)

Dónde:

P=Presión AbsolutadelGas , γ=Peso específicodelGas ,

T=TemperaturaabsolutadelGas y

R=ConstantedelGas parael gasencuestión (29.2 N)

Continuando con el cálculo de la Densidad 1 y 2 con la ecuación (7).

γ=ρg(7)Donde ρ=densidad y g=gravedad .De la ecuación 7, se despeja a la densidad para poder calcularla:

ρ1=γ 1

g; ρ2=

γ 2

gUna vez calculados estos datos se prosiguió a calcular la velocidad 2, con la ecuación de la continuidad (3).

ρ1 A1V 1=ρ2 A2V 2

De donde se despeja a la Velocidad 2.

Teniendo los valores del Área 2 y la Velocidad 2 con la ecuación (3) antes presentada, se calcula el Gasto 2.

Y con esto se conoce la cantidad de gasto que entra al modelo y la cantidad de gasto que sale del mismo.

http://www.profesorenlinea.cl/biografias/Gay-Lussac.htm

GASTO DE ENTRADA 0.01GASTO DE SALIDA 0.01

FECHA: 09/01/2012

0.40 Kg/cm2 = 39.227 KpaMANÓMETRO LECTURAS 16.37

1 0.40 0.00 m2 0.40 1.25 m/seg3 0.30 19.624 0.30 0.30 Kg/cm2 = 29.420 Kpa5 0.30 15.286 0.30 0.00 m

1.34 m/segÁrea= 4 " = 0.008 m2

0.01 m3/seg0.01 m3/seg

m3/segm3/seg

ENSAYO 1FORMA DINÁMICA

DATOS

GASTO DE ENTRADA 0.01GASTO DE SALIDA 0.01

FECHA: 09/01/2012

0.24 Kg/cm2 = 23.536 KpaMANÓMETRO LECTURAS 14.59

1 0.24 0.00 m2 0.25 1.25 m/seg3 0.20 19.624 0.19 0.15 Kg/cm2 = 14.710 Kpa5 0.15 13.476 0.15 0.00 m

1.35 m/segÁrea= 4 " = 0.008 m2

0.01 m3/seg0.01 m3/seg

0.01 m3/seg 0.01 m3/seg0.0080 m2 0.008 m2

1.25 m/seg 1.35 m/seg

293.00 ° K295.00 ° K20.00 ° C22.00 ° C

124.84 Kpa116.01 Kpa101.30 Kpa23.54 Kpa101.30 Kpa14.71 Kpa

DATOSENSAYO 1

VÁLVULA 1

m3/segm3/seg



A continuación en las figuras 2 y 3, se presenta un resumen de los datos antes descritos correspondientes al ensayo 1, en operación dinámica y con fuga en la sección 1, de la tubería. El resto de los resultados no se presentan por razones de espacio.

Interpretación de los resultados de los ensayos.

Se desarrollaron seis gráficas que más adelante se presentan, para lo cual se realizó lo siguiente.

Figura 2. Resultados ensayo 1, en operación dinámica sin fuga.

Figura 3. Resultados ensayo 1, con fuga en la sección 1.

Se consideraron las lecturas de todos los ensayo realizados, presentándose las lecturas de presión en las tablas correspondientes solo de 9 ensayos, en [Kg /cm 2¿, después se obtuvo el valor promedio total de estas presiones; y en la última columna de las tablas, se presenta en porcentaje la pérdida de presión, positiva o negativa, de cada sección.

Se graficaron los valores promedio totales de presión contra la longitud de la tubería (dividida en seis secciones), presentados en cada una de las tablas (tabla 1 a la 6), y se presentan dichas gráficas en la figuras 4 a 9; las cuales presentan el comportamiento de la presión a lo largo de la tubería, según la sección en que se tenga la fuga de gas.

Tabla 1. Sistema en operación dinámica, sin fuga.Ensayo/ 1 2 3 4 5 6 7 8 25 Total

Manómetro Promedio

1 0.4 0.45 0.35 0.46 0.48 0.24 0.31 0.17 0.17 0.37

2 0.4 0.40 0.39 0.50 0.50 0.28 o.35 0.19 0.20 0.40

3 0.3 0.4 0.20 0.40 0.42 0.20 0.26 0.10 0.14 0.32

4 0.3 0.39 0.20 0.39 0.40 0.19 0.25 0.11 0.13 0.31

5 0.3 0.4 0.20 041 0.42 0.20 0.28 0.10 0.13 0.32

6 0.3 0.39 0.20 0.39 0.40 0.19 0.26 0.11 0.12 0.31

Además, en la última columna de las tablas 2 a 6, se obtuvo la relación de cada valor promedio total de presión de cada una de las secciones con el valor correspondiente a la condición dinámica y estos resultados se multiplicaron por 100 para obtener la pérdida de presión en porcentaje (%), para cada manómetro o sección; graficándose estos valores contra la longitud de la tubería y presentándose en las figuras 5 a la 9.

Figura 4. Variación de presión a lo largo de la tubería, sin fuga.

Tabla 2. Sistema en operación con fuga en sección 1.Ensayo/

Manómetro

1 2 3 4 5 6 7 25

Total

promedio

Total

%

1 0.24 0.48 0.34 0.41 0.48 0.25 0.25 0.13 0.27 72.62

2 0.25 0.50 0.35 0.45 0.50 0.25 0.26 0.15 0.28 70.81

3 0.20 0.45 0.28 0.35 0.41 0.20 0.21 0.5 0.22 69.24

4 0.19 0.40 0.25 0.34 0.40 0.18 0.20 0.7 0.20 65.76

5 0.15 0.44 0.29 0.36 0.42 0.19 0.19 0.06 0.21 64.38

6 0.15 0.40 0.25 0.34 0.40 0.19 0.19 0.07 0.20 63.95

Figura 5. Variación de presión a lo largo de la tubería, en kg/cm2 y en porcentaje % de pérdida, con fuga en la sección 1.


Manómetro

1 2 3 4 5 6 7 25

Total

promedio

Total

%

1 0.23 0.19 0.31 0.45 0.25 0.25 0.29 0.17 0.24 64.29

2 0.24 0.20 0.33 0.49 0.27 0.25 0.30 0.19 0.25 63.99

3 0.17 0.15 0.26 0.40 0.21 0.20 0.25 0.12 0.19 60.63

4 0.16 0.12 0.24 0.39 0.20 0.20 0.24 0.10 0.18 58.07

5 0.13 0.10 0.26 0.40 0.20 0.19 0.24 0.10 0.18 55.38

6 0.13 0.12 0.24 0.38 0.20 0.19 0.20 0.10 0.17 54.13





Manómetro

1 2 3 4 5 6 7 25 Total

promedio

Total

%

1 0.15 0.19 0.19 0.35 0.19 0.20 0.18 0.09 0.21 56.06

2 0.15 0.20 0.23 0.37 0.20 0.20 0.19 0.11 0.22 55.97

3 0.08 0.14 0.17 0.30 0.20 0.15 0.14 0.05 0.16 51.65

4 0.07 0.14 0.14 0.29 0.15 0.14 0.14 0.05 0.18 50.13

5 0.05 0.12 0.13 0.30 0.14 0.11 0.10 0.05 0.14 44.75

6 0.05 0.12 0.14 0.26 0.14 0.10 0.10 0.04 0.14 44.32



Manómetro

1 2 3 4 5 6 7 25 Total

promedio

Total

%

1 0.29 0.16 0.24 0.38 0.25 0.20 0.25 0.14 0.22 59.74

2 0.30 0.20 0.25 0.30 0.26 0.24 0.25 0.15 0.23 57.87

3 0.24 0.12 0.20 0.34 0.20 0.16 0.20 0.09 0.17 53.80

4 0.23 0.12 0.18 0.30 0.20 0.19 0.20 0.09 0.17 55.21

5 0.23 0.10 0.16 0.34 0.20 0.15 0.19 0.09 0.16 48.75

6 0.20 0.10 0.15 0.30 0.20 0.15 0.18 0.07 0.15 47.93



Manómetro

1 2 3 4 5 6 7 25 Total

promedio

Total

%

1 0.25 0.18 0.26 0.45 0.30 0.26 0.31 0.20 0.26 70.67

2 0.25 0.20 0.30 0.47 0.30 0.29 0.33 0.21 0.27 68.91

3 0.17 0.20 0.22 0.39 0.25 0.20 0.25 0.14 0.21 66.58

4 0.20 0.18 0.21 0.36 0.23 0.21 0.24 0.14 0.20 65.63

5 0.15 0.20 0.22 0.39 0.24 0.20 0.25 0.14 0.20 61.88

6 0.15 0.20 0.20 0.36 0.23 0.20 0.25 0.14 0.19 61.89


Discusión de Resultados.

Al momento, este es el avance del proyecto aquí tratado, restando solo la experimentación del segundo modelo de la tubería a presión, a través de la cual se espera afinar los resultados actuales, mismos que ya permiten localizar una fuga a lo largo de una tubería de gas natural a presión (tramo en que estaría la fuga), si de antemano se dispone de cierta información de la tubería en cuestión, tal como: la variación de la presión a lo largo de la tubería en operación dinámica, antes y después de la fuga; a través de una comparación del comportamiento de las presiones a lo largo de la tubería con fuga, con el comportamiento de las presiones a lo largo de la tubería aquí simulada, con la fuga en diferentes secciones de la misma.

Conclusiones.

Las conclusiones derivadas del presente trabajo son las siguientes.

Se cumplen en forma parcial con los objetivos del presente, pues ya se podría determinar en qué tramo, de una tubería se presenta una fuga, tal como se explicó en el apartado anterior. Faltando, poder afinar estos resultados, a través del estudio del modelo 2, el cual está por ser realizado.

Los resultados del presente estudio, contribuirán en detectar más rápidamente una fuga en una tubería de gas natural a presión, lo cual resulta satisfactorio, por reducir el riesgo de un accidente.

Referencias.

Cáceres G. L. F., 2002. “El Gas Natural”, Corporación Aceros Arequipa S.A., Perú.

Martin D. E., 1988.“Methods of Prevention, Detection and Control of Spillages in Europan Oil Pipelines”, CONCAWE´s oil Pipeline Management group.

Streeter V. y Wyle B., 2000 “Mecánica de Fluidos”, 9a

edición, México.

Staff Subcommitte on Pipeline Safety, 2005.“Training Guide for Operators of small LP Gas systems”, Chapter 10, National Association of Regulatory Utility.

UNAM, 2005. La jornada económica No. 78, “Flama en el bolsillo”.

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