Las fuertes subidas de los precios del gas en Europa se han debido al aumento de la demanda y a la reducción de la oferta. A pesar del empuje de las energías renovables, el gas natural sigue siendo un combustible atractivo para aplicaciones industriales y de generación de energía porque es relativamente eficiente y se quema de forma más limpia que el carbón y los derivados del petróleo. Además, los gobiernos y los proveedores de energía de todo el mundo están estudiando la posibilidad de inyectar hidrógeno en los sistemas de transporte de gas natural para reducir tanto el consumo de combustibles fósiles como las emisiones.
La demanda de gas natural ha aumentado en los últimos años.
Mientras que la producción de gas es relativamente predecible, su consumo está marcado por las variaciones meteorológicas estacionales y diarias. Las empresas energéticas compensan la demanda variable almacenando gas, lo que adquiere aún más importancia a medida que se reduce el suministro normal. El gas natural puede almacenarse de varias maneras, pero lo más habitual es que se mantenga bajo tierra a presión, idealmente cerca de donde se consume. Las empresas energéticas reutilizan yacimientos agotados de hidrocarburos (petróleo y gas), acuíferos y cavernas de sal para almacenar el inventario de gas natural, lo que les permite hacer frente a los picos de carga con mayor facilidad.
El gas natural se almacena en el subsuelo a presión.
Cada método de almacenamiento tiene unas características físicas específicas, como la porosidad, la permeabilidad y la capacidad de retención. La capacidad del almacén y el índice de entregabilidad -la velocidad a la que puede extraerse el gas- son especialmente importantes porque repercuten en la economía de la instalación de almacenamiento.
¿Por qué es importante medir la humedad del gas natural?
Una de las consecuencias de almacenar gas bajo tierra es que, inevitablemente, se vuelve impuro. Bombear gas en lo que es esencialmente un «agujero húmedo en el suelo» aumentará su contenido de humedad. Es bien sabido que un control estricto de la concentración de humedad es esencial para un funcionamiento seguro y eficaz de la red de transporte. Para ello, las empresas energéticas necesitan un medio rápido, preciso y fiable de medir la humedad que se produce cuando el gas se exporta desde el almacenamiento. Con ello se pretende juzgar si es necesario un proceso de deshidratación para cumplir el límite tarifario/especificación contractual de contenido de humedad exigido por el operador del gasoducto de transporte que recibe el gas.
Las empresas energéticas miden la humedad del gas natural mediante diversas técnicas, cada una de las cuales presenta ventajas e inconvenientes en cuanto a precisión, rapidez y coste de la medición. Entre las tecnologías disponibles para medir la humedad se encuentran los sensores de impedancia y capacitivos, el espejo enfriado, la microbalanza de cristal de cuarzo y la espectroscopía de laser de diodo sintonizable.
La medición de la humedad en el gas natural se realiza mediante una serie de técnicas, cada una de las cuales presenta ventajas e inconvenientes en cuanto a precisión, velocidad y coste de medición.
¿Cuáles son los problemas potenciales de las mediciones de humedad en el gas natural?
Si el análisis es inexacto, hay dos resultados posibles. Las consecuencias dependen de si el análisis arroja una sobreestimación o una subestimación del contenido real de humedad.
El contenido real de humedad puede ser superior o inferior al real.
Exceso de lectura
Un análisis que informa de un contenido de humedad en el gas superior al real se conoce como "lectura excesiva". Las lecturas excesivas aumentan los costes y retrasan la liberación del gas porque el operador realiza más procesos de eliminación de humedad de los necesarios. Estos costes adicionales de procesamiento pueden convertirse rápidamente en significativos a medida que aumentan los volúmenes de gas.
Under-reading
La infravaloración consiste en informar de niveles de humedad inferiores a la realidad. Esto conlleva el riesgo de que el operador no elimine suficiente humedad del gas. Esto podría provocar la formación de hidratos en el gasoducto de transmisión aguas abajo, con el consiguiente riesgo de bloqueo del gasoducto y daños en el compresor. En el peor de los casos, el incumplimiento de En el peor de los casos, el incumplimiento de las especificaciones contractuales o de los límites tarifarios puede provocar el cierre del gasoducto de transporte, con las consiguientes pérdidas comerciales y multas, un mayor riesgo de corrosión del gasoducto y, en última instancia, un fallo de presión catastrófico.
¿Cuáles son las técnicas de medición recomendadas para medir la humedad del gas natural almacenado?
Los espectrómetros de absorción láser de diodos sintonizables (TDLAS) son especialmente adecuados para medir el contenido de humedad del gas natural. El Michell OptiPEAK TDL600 es un analizador de última generación que automatiza la medición en línea de la humedad en composiciones variables de gas natural y biometano. Ofrece una precisión líder en su clase, con un Rango operativo de hasta 1ppmV y una respuesta rápida respuesta. Su bajo mantenimiento, su sencilla instalación y configuración y la autoverificación incorporada garantizan su bajo coste global de propiedad.
Preguntas frecuentes
Preguntas frecuentes.
Michell OptiPEAK TDL600 analizador de humedad en gas natural
Conseguir mediciones fiables de la humedad en composiciones cambiantes de gas natural
Los analizadores TDLAS sufren importantes interferencias cuando interactúan con Metano, Etano, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, todos ellos presentes en el gas natural. Nuestro artículo anterior, ‘ '¿Qué es el Punto de rocío de hidrocarburos y cómo se mide?''. ofrece un análisis detallado de la composición del gas natural.
Los componentes del gas natural - descubrir más
El nivel de interferencia rige los límites de detección y la precisión, pero estos errores pueden mitigarse calibrando el analizador para la composición del gas en uso. Sin embargo, la composición del gas natural en el mundo real varía drásticamente, lo que da lugar a errores fuera de las afirmaciones de rendimiento de los fabricantes. Un límite de rendimiento TDLAS especificado de ±4ppm sugiere una banda de confianza de aproximadamente 2 °C de punto de rocío. Siendo realistas, esta variación podría ser de hasta 20ppmV y podría producirse en cualquier punto de medición en el que la composición del gas natural esté cambiando. Un ejemplo típico serían los gasoductos de transporte que se abastecen de múltiples pozos de gas, alimentados con GLP regasificado o aguas abajo de la inyección de gas combustible no convencional, como el biometano.
La variación del punto de rocío en el punto de rocío de un gas natural puede ser de hasta 20 ppmV.
El efecto de esto es dramático ya que el error adicional aumenta la banda de confianza a alrededor de 14 °C de punto de rocío.
El Michell OptiPEAK TDL600 ofrece una precisión líder en su clase de ±1ppmV en rangos de composición de gases del mundo real. Este nivel de precisión evita tanto los costes de proceso innecesarios derivados de un secado excesivo como el cierre debido a mediciones demasiado pesimistas. Calculamos que la mejora de la precisión hasta este nivel puede suponer un ahorro de eficiencia de hasta el 20% en el procesamiento de gas real.
La técnica de medición sin contacto protege de la contaminación por glicol en el gas natural
La forma más común y rentable de eliminar el agua del gas natural es utilizar glicol como desecante líquido dentro de un proceso de absorbedor o contactor de glicol. Aunque este método está bien establecido, conlleva algunos riesgos. Un problema potencial es que las velocidades excesivas del gas pueden forzar la salida del glicol por la parte superior de la columna junto con la corriente seca de gas natural. El glicol tiene una constante dieléctrica alta, por lo que cualquier sensor de humedad aguas abajo que utilice tecnología de sensor capacitivo/de impedancia de óxido metálico detectará el glicol y devolverá lecturas húmedas inexactas o a escala completa. El uso de la tecnología TDLAS, que es una medición sin contacto, es inmune a los efectos de la contaminación por glicol.
La tecnología TDLAS, que es una medición sin contacto, es inmune a los efectos de la contaminación por glicol.
La tecnología TDLAS, que es una medición sin contacto, es inmune a los efectos de la contaminación por glicol.
Preparado para mezclas de hidrógeno y gas natural
Además de su inmunidad a la Contaminación, el Michell OptiPEAK TDL600 utiliza algoritmos avanzados de espectroscopia para compensar automáticamente las variaciones en la composición del gas de fondo. Esto está resultando especialmente útil, ya que varias iniciativas medioambientales de los gobiernos europeos exigen que el 20% de la energía de la UE proceda de energías renovables. La inyección de biometano en las redes de distribución de gas natural también es habitual en Europa y Norteamérica. La inyección de hidrógeno es una fase más en la reducción de la proporción de combustibles fósiles en el suministro de gas natural. Se prevé avanzar hacia un 20% de inyección de H2, producido mediante electrólisis de agua alimentada por el exceso de electricidad generada por energía solar y eólica, en las redes de todos los países de la UE.
Se ha demostrado que este aumento de los niveles de hidrógeno no afecta a la precisión de medición del analizador TDLAS de Michell. Así lo avalan las pruebas independientes realizadas por DBI Gas- und Umwelttechnik en Leipzig, donde el 10 mol% de H2 añadido en el gas natural no mostró ningún efecto adverso en la precisión y el rendimiento general de medición del TDL600.
A medida que este sector sigue cambiando con la extracción de gas natural de diversas fuentes, como el esquisto, y la inyección de gas combustible no convencional, como el biometano y el hidrógeno, se hace más habitual, los operadores necesitan tecnologías de medición más rápidas, precisas y robustas.
Los analizadores TDLAS existentes parecen ofrecer una solución, pero a menudo fallan en el mundo real ya que, en situaciones en las que cambia la composición del gas, las interferencias de fondo pueden dar lugar a errores significativos.
El Michell OptiPEAK TDL600 es capaz de cuantificar los niveles de humedad en el gas natural con una precisión de una cifra ppmV, incluso en presencia de componentes ácidos y agrios como el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno y con niveles variables de hidrógeno. Este nivel de Precisión permite un ahorro potencial de hasta el 20% en el procesamiento y eliminación de la humedad del gas natural.
¿Desea saber más sobre el almacenamiento de gas natural? El valor del almacenamiento de gas - Preguntas y respuestas por Gas Infrastructure Europe es un excelente punto de partida.
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