Capítulo 2 - Bases físicas de la red básica de gasoductos
A continuación estudiaremos el funcionamiento de los puntos de suministro de la red, así como de los elementos de transporte que la componen, y veremos la topología y las características de la red que nos ocupa.
2.1.1 Plantas de regasificación
2.1.1.1 Infraestructura / funcionamiento
La finalidad de las plantas de regasificación es recibir el gas natural licuado (GNL), que llega a la península en buques metaneros, y, tras un periodo de almacenamiento, convertirlo a su estado gaseoso, gas natural, para inyectarlo a presión en la red de gasoductos y que pueda llegar así al destinatario final.
Figura 2.1: Vista aérea de la planta de regasificación de Barcelona.
Se describe a continuación el proceso que sigue el gas en la planta, durante el cual se pueden distinguir cuatro etapas.
2.1.1.1.2 Descarga del GNL
Así, el GNL se transporta en buques metaneros a presión atmosférica y a una temperatura de -160ºC. Las plantas de regasificación cuentan con un muelle para el atraque de estos buques, en el cual se dispone de unos brazos de descarga específicos para líquidos criogénicos que el buque incorpora a su bodega, conectados con un gasoducto de unas decenas de metros mediante el cual el GNL pasa directamente a los tanques criogénicos de la planta. Teniendo en cuenta las actuales infraestructuras operativas, en lo relativo a velocidad de descarga; y las capacidades de los buques metaneros, que hoy en día varían entre 30.000 m3 y 210.000 m3, este proceso podrá durar desde tres horas hasta más de doce horas.
Figura 2.2: Buque metanero
2.1.1.1.2 Almacenamiento del GNL
El GNL queda, tras la descarga, almacenado en los tanques de la planta de regasificación, dónde se mantiene a -160 ºC. La necesidad de mantener esta temperatura hace que los tanques no se puedan vaciar totalmente, sino que el nivel de gas en su interior ha de estar por encima de un determinado mínimo técnico.
2.1.1.1.3 Regasificación de GNL
El proceso de regasificación se efectúa mediante los vaporizadores de la planta, que son típicamente vaporizadores de agua de mar, esto es, aumentan la temperatura del gas por encima de 0 ºC mediante el agua de mar. El funcionamiento técnico de estos vaporizadores no afecta a nuestro estudio, pero sí el escalonamiento que producen en la producción: la regasificación de las plantas no es continua, sino que se trabaja por niveles. La cantidad de GNL regasificado dependerá en efecto del número de vaporizadores utilizados, y por tanto generalmente no se podrá producir de manera exacta la cantidad demandada por las comercializadoras. La modulación de esta producción cuenta además con ciertas limitaciones, tanto técnicas como económicas, que veremos en el apartado siguiente.
2.1.1.1.4 Gestión del gas de maniobra
De la imposibilidad de producir la cantidad exacta demandada surge un nuevo concepto: el gas de maniobra o Balance Residual del Sistema (BRS). Este BRS es el exceso o defecto que tiene la regasificación realizada con respecto a la demandada por los usuarios, y tiene dos lecturas posibles:
2.1.1.2 Requisitos del gestor técnico del sistema.
Basándonos en la forma de operar del gestor, se tienen que respetar los siguientes criterios a la hora de realizar la planificación de una planta de regasificación:
2.1.1.2.1 Descargas
Los buques tienen en origen unas fechas de nominación, que acuerdan las comercializadoras con cada buque para transmitírselas al gestor. En base a estas fechas, y al Artículo 3.6.1 de las Normas de Gestión Técnica del Sistema (NGTS), se realiza la asignación de prioridades de descarga de buques en el sistema. Teniendo las fechas de nominación y las prioridades ya definidas, el sistema que hemos diseñado debe, como lo haría el gestor técnico:
· Asignar a cada buque un día de descarga.
· Evitar que se produzcan descargas de buques distintos en días consecutivos.
· Evitar que los buques se desordenen respecto de las prioridades fijadas.
· Para ello, y para mantener los niveles de seguridad de la planta, se podrán retrasar los buques necesarios, pero nunca adelantarlos.
En efecto, para mantener los niveles de existencias (niveles en los tanques criogénicos), asegurando que se cumpla además, como poco, la regasificación mínima técnica durante todo el periodo de optimización, puede resultar necesario desviar los buques de su planificación original. Sin embargo, mantener un buque esperando en alta mar supone un coste económico importante, y por tanto el gestor ha de tratar, en la medida de lo posible, producir los mínimos retrasos. Esto se traducirá en nuestro sistema en la inclusión, en la función objetivo, de un término que permita minimizar estos retrasos.
2.1.1.2.2 Almacenamiento
A efectos de modelado, el gas contenido en los tanques de la planta tendrá que mantenerse entre un nivel mínimo y un máximo, correspondientes a los niveles técnicos de seguridad.
2.1.1.2.3 Regasificación
El gestor dispone, previa planificación, de las demandas de cada comercializador gasista para cada planta. Con ello debe modular la planta cumpliendo lo siguiente:
Cumpliendo estas condiciones, el sistema deberá realizar una planificación que se acerque lo más posible a la demanda, manteniendo siempre la red en niveles de seguridad.
2.1.1.2.4 Gas de maniobra
El modelo debe contemplar los dos aspectos del BRS, tanto el comercial como el físico.
En cuanto al aspecto comercial, el BRS constituirá un término de la función de costo a minimizar, consiguiendo así que la regasificación real se acerque lo más posible a la demanda. Además de esto, en lo que al aspecto físico se refiere, es decir, para permitir que el gestor pueda utilizar este gas de maniobra si la situación lo requiere, se deberá incluir la posibilidad de fijar un cierto BRS para las fechas necesarias.
2.1.2 Almacenamientos Subterráneos
2.1.2.1 Infraestructura / funcionamiento
Para ajustar la oferta a la demanda, hacer frente a las puntas de consumo, motivadas por ejemplo por variaciones estacionales, y lidiar con situaciones extraordinarias como pueden ser interrupciones en el suministro, etc., es necesario almacenar grandes cantidades de gas. Para ello el gas natural se puede extraer de la red de gasoductos e inyectarlo en el subsuelo, aprovechando antiguos yacimientos de gas natural ya agotados, donde el gas queda almacenado hasta que la demanda haga necesario su uso, momento en el cual se procede a su extracción.
El gestor técnico gestiona así estas infraestructuras, poniéndolas a disposición de sus clientes para almacenar o extraer gas natural, y aportando los medios necesarios para la inyección y extracción del mismo.
Figura 2.3: Almacenamiento subterráneo de Gaviota.
Así, durante la época estival se podrá acumular gas en estos almacenes, para aprovecharlo en el periodo invernal.
Estos yacimientos agotados constituyen formaciones geológicas porosas, cuyos poros están saturados de agua. Al introducir el gas, éste desplaza el agua y la reemplaza parcialmente, formando espacios que contienen gas, pero de difícil drenaje: este gas quedará inmovilizado en el interior del almacén durante toda su vida operativa. Es el denominado gas colchón.
En cuanto al gas operativo, tanto el proceso de inyección en el almacén, como el de extracción, necesitan de turbocompresores que equilibren y ajusten las presiones del gas entre el almacén y la red de gasoductos, lo cual conlleva una modulación escalonada de la producción. Aunque físicamente este escalonamiento no tiene que ver con el de las plantas de regasificación, veremos que a efectos de modelado guardan muchas similitudes.
2.1.2.2 Requisitos del gestor técnico del sistema.
El sistema de almacenamiento se plantea con un periodo de inyección que va de Abril a Octubre, ambos incluidos, y un periodo de extracción de Noviembre a Marzo.
En este caso, a diferencia de lo que ocurría en las plantas de regasificación, el gestor dispone de la demanda mensual de cada comercializadora. Con este dato, puede modular el almacén sin tener que ajustarse a un requisito diario, respetando lo siguiente:
Cumpliendo estas condiciones, el sistema deberá realizar una planificación que se acerque lo más posible a la demanda del periodo completo, lo cual otorga una libertad importante al gestor, ya que, sin dejar de ajustar la demanda, podrá utilizar estas instalaciones para nivelar el estado diario de la red en cuanto a stock en gasoducto se refiere.
2.1.3 Conexiones internacionales
2.1.3.1 Infraestructura / funcionamiento
Para importar gas de manera eficiente de países próximos, y para conseguir la unificación progresiva del mercado gasista europeo, se requieren infraestructuras de transporte adicionales, tales como las conexiones internacionales por gasoducto.
Los flujos de gas a través de estos gasoductos son contratados por las comercializadoras, y el gestor técnico del sistema ha de ajustarse a ellos en la medida de lo posible; pudiendo, aún así, modular estas conexiones para beneficiar las necesidades de la red en caso necesario.
2.1.3.2 Requisitos del gestor técnico del sistema.
El gestor deberá tratar de ajustarse a los contratos existentes previa planificación, lo cual se traducirá en un término en la función de costo de nuestro modelo, pero podrá jugar dentro de cierto rango si las condiciones y la seguridad del sistema lo requieren.
Aparte de este hecho, que refleja el factor económico que conllevan estas infraestructuras, las conexiones estarán limitadas por las capacidades de los propios gasoductos que las componen, existiendo un mínimo por debajo del cual el transporte no se permite y la conexión permanecería cerrada.
Hasta ahora hemos realizado la descripción de los elementos que suministran gas a la red. Estos son los principales nodos de la red, y están interconectados entre sí mediante gasoductos, que se encargan del transporte del gas. Entre estos gasoductos podrá haber en efecto estaciones de compresión, cuya función será restablecer la presión en la red, para hacer posible el transporte, en caso necesario. Veamos cómo funcionan estos dos elementos de transporte.
2.2 Elementos de transporte de la red
2.2.1.1 Infraestructura
Veremos en primer lugar cómo tratar el balance de flujos dentro de un gasoducto, y en un segundo apartado estudiaremos las ecuaciones que rigen la física del gasoducto.
Figura 2.4: Gasoducto
i. Balance de flujos en gasoducto
Dentro de cada tramo de gasoducto se requiere, en efecto, un balance de flujos, que deriva del hecho de tener una demanda que satisfacer: el flujo que entra no es, necesariamente, el mismo que el que sale del gasoducto. En la figura 2.5 se representan los movimientos de gas y los parámetros mediante los cuales podemos regularlo: en cada tramo se podrá tener una demanda que habrá de ser satisfecha; y el gas que está dentro del gasoducto en un periodo dado -cantidad que llamaremos stock-, podrá variar entre diferentes periodos.
Figura 2.5: Balance de flujos en un gasoducto.
ii. Transporte del gas en un gasoducto
Aparte de la coherencia entre los caudales, existe otro factor importante en el transporte de gas: a lo largo de su trayecto por el gasoducto, el gas pierde energía, mayoritariamente por rozamiento, lo cual se traduce en una caída de la presión. Este efecto se detalla a continuación.
Consideraremos, a lo largo de todo nuestro estudio, que el gasoducto consiste en un tramo de tubería de diámetro constante, entre dos secciones circulares normales a las paredes del gasoducto.
El comportamiento de un gas compresible a través de una tubería viene dado por un sistema de ecuaciones diferenciales en derivadas parciales, que corresponden a las siguientes relaciones: ecuación de continuidad, ecuación de conservación del momento y ecuación de conservación de la energía.
Teniendo en cuenta el caso
práctico al que se quiere aplicar este modelo, podemos suponer que el gas fluye
en condiciones isotermas; en efecto, los gasoductos de gas natural se instalan
bajo tierra, y por tanto los cambios rápidos de temperatura en la superficie no
afectarán a la temperatura del gas, sino que tan solo lo harán los cambios
estacionales. Así, se puede considerar, en un estudio dado, que la temperatura
del gas a lo largo de un tramo de gasoducto es constante. Esta asunción hace que
la ecuación de la energía pueda ser ignorada en el modelo, y por tanto tenemos:
La ecuación 2.1 es la ecuación de continuidad, y presenta la influencia de la variación de la densidad del fluido sobre el flujo, siendo A el área de la sección atravesada, ρ la densidad del gas, ρ0 la densidad del gas en condiciones normales, y q el flujo del gas. Asumiendo que trabajamos con un flujo estacionario, es decir, que durante un intervalo de tiempo, la cantidad de gas que pasa por cada sección del gasoducto es constante, podemos decir que la derivada temporal de la presión es nula.
La ecuación 2.2 presenta la conservación del momento, siendo g la aceleración de la gravedad, h la altura del gas respecto a una referencia arbitraria, v la velocidad del gas en el gasoducto, D el diámetro del mismo, y λ el parámetro de fricción de las paredes. No se está realizando trabajo sobre el fluido por medios externos. Cabe destacar que en la red de gasoductos en la que trabajamos las inclinaciones son pequeñas, y podremos despreciar, en lo que respecta a la conservación del momento, el efecto del cambio de la energía potencial que sería consecuencia de esta inclinación: al estar trabajando con un fluido en estado gaseoso, tenemos un peso específico pequeño bajo las condiciones de presión en las que se encuentra. Esto nos permite asumir que el gasoducto es horizontal y anular el término ∂h/∂x.
En el caso estacionario tenemos
además:
lo cual nos permite rescribir la ecuación 2.2 como sigue:
Resolviendo esta ecuación
diferencial se obtiene la ecuación del gasoducto que utilizaremos para modelar
nuestra red:
con
siendo z el factor de compresibilidad, que describe la diferencia de comportamiento entre un gas real y un gas ideal, para el cual z=1. Este factor se asume constante en numerosos experimentos sobre redes reales de gasoductos, llevando a buenos resultados [21], por lo que nosotros lo podremos considerar constante, lo cual nos permitirá, en estado estacionario, considerar el término ff constante.
2.2.1.2 Requisitos del gestor técnico del sistema.
Los requisitos técnicos impondrán unos límites mínimos y máximos de seguridad para los siguientes factores:
Además, los gasoductos son bidireccionales, la dirección del flujo de gas puede ser diferente en días distintos. Sin embargo, en la operación de la red no se contempla el cambio de la dirección del flujo en un mismo día. Así, la dirección del gas en cada gasoducto se determinará para cada día, en función de la demanda y de los suministros disponibles, tratando de minimizar los costes de transporte.
2.2.2 Estaciones de compresión
2.2.2.1 Infraestructura / funcionamiento
El objetivo de las estaciones de compresión en las redes de gas es aumentar la presión del gas que fluye, cuando esto es necesario por motivos de transporte, y a expensas de un cierto autoconsumo. Este consumo de gas es en efecto lo que queremos minimizar, para lo cual debemos estudiar el comportamiento de estos elementos.
Figura 2.6: Anemómetro en una estación de compresión.
Las estaciones de compresión de la red están formadas por dos o más turbocompresores centrífugos; veamos el funcionamiento de éstos.
Un turbocompresor tiene un
dominio de trabajo que viene determinado por los límites de la presión de
succión, presión de descarga, y del caudal a través del mismo: (ps,
ps, qt). Dentro de este dominio, que se
representa en la figura 2.7 para una presión de succión fija, el compresor podrá
trabajar, y según los valores de la terna ps, pd,
y qt se tendrán diferentes costes, respondiendo a la relación
siguiente:
donde G representa el flujo másico, κ es el exponente politrópico del gas, z es el factor de compresibilidad a la entrada del compresor, R la constante de los gases, y T la temperatura. η es la eficiencia del turbocompresor.
Figura 2.7: Envoltura de un compresor para ps fija.
2.2.2.2 Requisitos del gestor técnico del sistema.
En una estación de compresión, al conectarse varios compresores en paralelo o en serie, las envolturas de cada compresor pueden superponerse y en ocasiones, por ejemplo, será más interesante utilizar dos compresores en vez de uno, en cuanto a coste se refiere, lo cual, intuitivamente, sería difícil de determinar.
Dado que estamos hablando de un coste sustancial de gas, de alrededor del 5% del gas vehiculado, el sistema deberá hallar la forma de planificar el transporte con el mínimo consumo posible en las estaciones de compresión. Así, los autoconsumos estarán incluidos en la función de costo de nuestro problema.
Aparte de esto, a nivel físico, el gestor planifica una configuración de la estación para cada día, sin restricciones a la hora de reducir o aumentar el número de turbos a utilizar.
2.3 Organización y topología de la red
2.3.1 Infraestructura
La red básica de gasoductos se muestra en la figura 2.8, y cuenta con las siguientes infraestructuras:
- 6 plantas de regasificación
- 6 conexiones internacionales
- 2 almacenes subterráneos
- 3 yacimientos de gas
- 15 estaciones de compresión
- 9.000 Km de tuberías de alta presión
Figura 2.8: Red española de gasoductos.
Por motivos prácticos, la red se subdivide en cinco zonas, mostradas en la figura anterior mediante diferentes colores. Además, a efectos de demanda y transporte, la red de gasoducto se puede descomponer en 29 tramos.
Las entradas a la red son entonces las producciones de las plantas y de los almacenamientos, y los flujos por las conexiones internacionales. Habrá que transportar el gas que entra por estos puntos hacia las salidas, que son los puntos de demanda, localizados en los 29 tramos de que se disponen.
2.3.2 Requisitos del gestor técnico del sistema.
El gestor del sistema, además de atender de manera transparente e imparcial las requisiciones de las comercializadoras, debe asegurar el transporte del gas para satisfacer la demanda, manteniendo el sistema en niveles correctos de seguridad y aprovisionamiento. Así, se tendrán límites para los siguientes parámetros, que se deberán respetar en cualquier caso:
Estos tres requisitos no son redundantes, puesto que el stock global a mantener será más restrictivo que la suma de los zonales, que serán más restrictivos que la suma de los límites de stock de los tramos contenidos en cada zona. Esto implica, por ejemplo, que si globalmente el stock en gasoducto está al mínimo, no todas las zoans podrán estar al mínimo, lo cual añade valores de seguridad al sistema.
Así, estas tres limitaciones habrán de ser tenidas en cuenta simultáneamente y de manera independiente, puesto que el cumplimiento de una no implica el cumplimiento de las otras.
Además de esto, las variaciones de los stocks de un día para otro estarán limitadas para asegurar un transporte eficaz.
Hemos repasado el funcionamiento y las bases físicas del sistema que vamos a modelar. A continuación, veamos con qué técnicas matemáticas y computacionales se va a implementar este modelo.
Capítulo 2: Bases físicas de la red básica de gasoductos
Capítulo 3: Bases matemáticas y computacionales
Capítulo 6: Conclusiones y trabajos futuros