1.pdf

Gases Combustibles

Fundamentos

Universidad Politécnica de Madrid

Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas.

Departamento de Ingeniería Química y Combustibles.

[email protected]

GC2007_L01

0.01

0.1

1

10

100

-80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10

0

temperatura (ºC)

pre

sió

n b

uta

no

(b

ar,

a)

L01 Fundamentos

Este libro es el primero de una colección sobre gases combustibles. Los capítulos

que incorpora son los siguientes:

- c01 Introducción. Los gases combustibles en la historia de la humanidad y

una breve comparación con el resto de los combustibles.

- c02 Características. Características físicas y químicas de los gases que es

necesario conocer por que se manejan en la técnica.

- c03 Gases combustibles. Descripción de los gases combustibles

manejados actualmente.

- c04 Intercambiabilidad. Descripción de los índices de intercambiabilidad

más utilizados para comprobar la posible sustitución de un gas por otro en

una misma instalación, sin variar las características de ésta.

Fundamentos Capítulo 1. Introducción

1.1 gc/L01/c01

1

1 Introducción

[email protected]


1.2 gc/L01/c01

Tabla de contenido

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 1.5

1.1 BREVE HISTORIA DEL GAS ................................................................................................................... 1.5

1.2 LOS COMBUSTIBLES ............................................................................................................................. 1.6

1.3 CLASIFICACIÓN DE LOS GASES ........................................................................................................... 1.14

1.4 LA CADENA DEL GAS .......................................................................................................................... 1.17

1.5 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 1.18


1.3 gc/L01/c01

Tablas

Tabla 1.1. Incidencia de los distintos combustibles en la contaminación. Fuente:

SEDIGÁS ........................................................................................................ 1.8

Tabla 1.2 Características orientativas de carbones. [263] ....................................... 1.8

Tabla 1.3 Características de los combustibles líquidos [263] .................................. 1.9

Tabla 1.4 Características de los gases [263] ........................................................... 1.9

Tabla 1.5 Eficiencia de la cadena energética de distintos combustibles. Fuente: VI

Fórum Energético. .......................................................................................... 1.9

Tabla 1.6 Potencial de calentamiento global de diversos compuestos químicos.

[322] .............................................................................................................. 1.10

Tabla 1.7 Clasificación general de los combustibles. [231] ................................. 1.12

Tabla 1.8 Composición (% vol) de distintos combustibles gaseosos [231] ......... 1.15

Tabla 1.9 Familias de gases según clasificación UNE-EN 437 (UNE 60002:1995)

...................................................................................................................... 1.16

Figuras

Figura 1.1 Evolución porcentual de los combustibles utilizados a lo largo del

tiempo. [250] ................................................................................................... 1.7

Figura 1.2 Emisiones de CO2 por combustión de distintos combustibles fósiles en

kg/GJ [Fuente: Fundación Bosch i Gimpera]. .............................................. 1.10

Figura 1.3 Esquema de la cadena del gas .......................................................... 1.17


1.4 gc/L01/c01


1.5 gc/L01/c01

Capítulo 1. Introducción

1.1 Breve Historia del gas

Los primeros descubrimientos del gas natural filtrado fueron hechos en Irán entre

el año 6 000 a.C. y el año 2 000 a.C. Antiguos escritos describieron las filtraciones

de gas en Oriente Medio, especialmente en la región de Baku (Azerbaijan). El gas

filtrado a través de las rocas fue encendido probablemente por un relámpago,

llamando los persas a este fenómeno como “fuego eterno”.

El primer uso de gas natural se remonta a China entre el año 1 000 a.C. y el 900

a.C. Fue en China en el 211 a.C. donde se llevó a cabo la primera perforación a

150 metros para obtener gas natural. Los chinos perforaron con palos de bambú

las piedras calizas triásicas, usando agua para humedecer la piedra y facilitar la

perforación y la extracción de los restos de la roca. Desarrollaron unas tuberías de

bambú para transportar el gas natural a una mina de sal, para evaporar el agua, y

para llevarlo a sus casas como combustible.

El gas natural era desconocido en Europa hasta su descubrimiento en Inglaterra

en 1659. El alquimista flamenco Bautista Van Helmont, comprobó que calentando

distintos materiales (carbón, madera, etc.) en un crisol se desprendía un producto

capaz de arder, al que bautizó con la palabra “geest” (espíritu) de la que deriva el

vocablo “gas” (por su parte la palabra “petróleo” viene del griego y significa piedra

combustible).

Posteriormente otros investigadores (Avogadro, Boyle, Gay-Lussac, Van der

Waals, etc.) estudiaron más profundamente el comportamiento de los gases

consiguiendo un conocimiento más amplio de las distintas características y

propiedades de los mismos.

Aunque en EEUU el primer yacimiento de gas natural se descubrió en 1821 (en

Fredonia), no tenía valor comercial y se utilizaba como combustible sólo en las


1.6 gc/L01/c01

cercanías de los yacimientos, puesto que los sistemas de transporte y

almacenamiento no estaban bien desarrollados. En el 1890 se consiguió la

fabricación de tuberías a prueba de fugas, pero no fue hasta 1920 que se utilizó

para consumidores a gran distancia, en EEUU.

Aún así sobre el 1930 todavía el gas más conocido era el gas obtenido de la

gasificación de carbón ó naftas, conocido como gas ciudad y utilizado en

exclusiva para el alumbrado de las ciudades, y también como combustible en las

más ciudades más avanzadas.

No fue hasta el final de la segunda guerra mundial (1939-1945) que se empezó a

reconocer la importancia y posibilidades del gas natural. Hasta esa fecha, el gas

natural siempre fue una desgracia, cuando lo que se buscaba era petróleo, y se

venteaba, se quemaba en antorcha o se reinyectaba para aprovechar mejor los

yacimientos de petróleo.

Con el conocimiento actual de los materiales, es previsible un futuro basado en

los combustibles gaseosos actuales así como en la futura utilización del

hidrógeno.

1.2 Los combustibles

Se podría definir como sustancia combustible aquella capaz de reaccionar con

otra produciendo un calor suficiente para mantener la reacción. También se

pueden definir como sustancias combustibles aquellas que son capaces de

reaccionar con el oxígeno del aire exotérmicamente y de forma automantenida.

Esta definición es más habitual, pues el comburente utilizado suele ser el aire.

Prácticamente en toda la historia de la humanidad el combustible “único” ha sido

siempre la madera. Sin embargo en los últimos 150 años, a partir de la sustitución

del hombre (esclavos) y de los animales por máquinas (revolución industrial) se

ha producido un aumento considerable del consumo de energía y de su

diversificación (Figura 1.1), tanto en orígenes como en aplicaciones.


1.7 gc/L01/c01

Figura 1.1 Evolución porcentual de los combustibles utilizados a lo largo del tiempo. [250]

Dicha evolución energética fue conveniente medioambientalmente en algunos

momentos (aceite de ballenas), y es el medioambiente como trasfondo de la

supervivencia y el desarrollo inherentes al ser humano, lo que está llevando a la

diversificación hacia productos más respetuosos con el medioambiente.

A partir de la revolución industrial del siglo XVIII, pero sobre todo en los últimos

250 años (hace 250 años que se inventó la máquina de vapor y hace 100 de la

invención del automóvil), se ha producido un cambio drástico en el ámbito de los

combustibles. El crecimiento y progreso de las sociedades parece ineludiblemente

vinculado al consumo creciente y a la mejora de la calidad de los combustibles.

El aumento de la calidad puede decirse que se refiere al aumento paulatino del

contenido en H2 de los combustibles así como el paso de combustibles sólidos a

líquidos y actualmente a gaseosos.

Los combustibles gaseosos son bastante variados. En la Tabla 1.8 se muestran

los combustibles gaseosos más usuales. Es interesante advertir que el desarrollo

industrial tiende hacia los combustibles más limpios, esto con la mayor relación

H/C posible, y con menores contenidos en azufre, metales, y menores emisiones

de partículas.


1.8 gc/L01/c01

Tabla 1.1. Incidencia de los distintos combustibles en la contaminación. Fuente: SEDIGÁS

Consumo Contaminantes

106 CO2 SO2 NOx HC

tep/año % t/año % t/año % t/año % t/año %

Carbón 2 052,4 30,6 9 852 43,1 12,3 17,5 22,6 48,2 0,6 24,9

Petróleo 2 903,7 43,4 9 001 39,3 58,1 82,5 17,4 37,1 1,5 62,5

GN 1 735,7 25,9 3 992 17,4 - - 6,9 14,7 0,3 12,5

Total 6 691,9 100 22 845 100 70,4 100 46,9 100 2,4 100

[261] Entre los productos comerciales actuales, el gas natural es el más limpio. Su

combustión, al igual que la del resto de combustibles fósiles produce

principalmente CO2 y vapor de agua. El motivo de la calificación de “más limpio”

es debido a su composición química. La proporción H/C es mayor que en el resto

de combustibles:

Gas natural (metano): H/C= 4/1= 4

Petróleo (decano): H/C = 22/10 = 2,2

Carbón (coroneno): H/C = 12/24 = 0,5

Esto conlleva unas emisiones del CO2 producido en la combustión entre un 25 %

y un 30 % menores que en el caso del petróleo, y entre un 40 % y un 50 %

menores que en el caso del carbón, por unidad de energía producida. Teniendo

en cuenta las altas eficiencias de los procesos de combustión del gas natural y las

avanzadas tecnologías de recuperación de calor en los mismos, las proporciones

de contaminación emitidas finalmente son aún menores. Además su estado

gaseoso favorece la mezcla con el aire facilitando la combustión.

La simple observación de las características más destacables de los diferentes

tipos de combustibles: sólidos (Tabla 1.2), líquidos (Tabla 1.3) y gaseosos (Tabla

1.4) manifiesta que los combustibles gaseosos tienen un alto PCS por unidad de

peso y una composición más limpia (ausencia de S). A todo ello hay que añadir

las ventajas de su estado de agregación para la distribución y la combustión, si

bien es un factor negativo en el transporte y en el almacenamiento.

Tabla 1.2 Características orientativas de carbones. [263]

Lignito pardo Lignito negro Hulla Antracita

PCI medio [MJ kg-1] 8 17 29 33


1.9 gc/L01/c01

Contenido en carbono % 60 a 70 70 a 80 80 a 90 90

Densidad1 1,1 1,3 1,4 1,6

Humedad % 5 a 10 4 a 10 4 a 10 2 a 8

Azufre % 4 7 1 a 12 1 a 1,2

Tabla 1.3 Características de los combustibles líquidos [263]

Gasóleo

C

Fuelóleo

BIA

Fuelóleo

nº1

Fuelóleo

nº2

PCS [MJ kg-1] 43 42 42 41

PCI [MJ kg-1] 40 40 40 39

Densidad [kg l-1] 0,86 0,95 0,95 0,97

Densidad [kg m-3(n)] - - - -

Contenido S % 0,2 1,0 2,7 3,6

Contenido agua % - 0,5 0,5 0,5

Tabla 1.4 Características de los gases [263]

GN (argelia) Propano Butano

PCS [MJ kg-1] 53 50 49

PCI [MJ kg-1] 50 46 46

Densidad kg/l - -

Densidad (kg/m3(n)) 0,8 2,09 2,62

Contenido S % - - -

Contenido agua % - - -

Tabla 1.5 Eficiencia de la cadena energética de distintos combustibles. Fuente: VI Fórum Energético.

Extracción Proceso Transporte Conversión Distribución Eficiencia

acumulada

Gas natural 96,8 97,6 97,3 - 99,2 91,2

Fueloil 96,8 90,2 98,4 - 99,6 86,0

Electricidad

- de GN 96,8 97,6 97,3 60,0 92,0 50,7

- de carbón 99,4 90,0 97,5 33,4 92,0 26,8

- de fuelóil 96,8 90,2 98,4 32,5 92,0 25,7

- de Nuclear 99,4 97,6 97,5 30,0 92,0 26,1

Los combustibles gaseosos presentan también ventajas técnicas en cuanto a su

utilización. Así por ejemplo la Tabla 1.5 muestra que existen tecnologías de

generación eléctrica más eficientes con combustibles gaseosos: ciclo combinado

de gas natural, pila combustible (sola o en combinación con turbinas). También

para la combustión existe una mayor facilidad en la mezcla con el comburente

(menor cantidad de aire de exceso necesario), así como una mayor facilidad en la

regulación del combustible (grado de apertura de válvulas).

1 http://www.uclm.es/users/higueras/yymm/YM9.html


1.10 gc/L01/c01

Figura 1.2 Emisiones de CO2 por combustión de distintos combustibles fósiles en kg/GJ [Fuente: Fundación

Bosch i Gimpera].

A pesar de las ventajas medioambientales expuestas en la utilización del gas

natural hay que tener en cuenta que existe el riesgo de fugas de metano, el cual

tiene mayor potencial de calentamiento global que el mismo CO2.

Tabla 1.6 Potencial de calentamiento global de diversos compuestos químicos. [322]

GAS GWP

Dióxido de Carbono (CO2) 1

Metano (CH4)* 21

Óxido de Nitrógeno (N2O) 310

HFC-23 11700

HFC-125 2800

HFC-134ª 1300

HFC-143ª 3800

HFC-152ª 140

HFC-227ea 2900

HFC236fa 6300

HFC-4310mee 1300

CF4 6500

0

10

20

30

40

50

60

70

Hulla Lignito Gasóleo Fuelóleo GLP Gas natural

kg

/te

p

CO2 (kg/tep)

SO2 (kg/tep)

NOX(kg/tep)

COV(kg/tep)

CO(kg/tep)


1.11 gc/L01/c01

C2F6 9200

C4F10 7000

C6F14 7400

SF6 23900

* El metano incluye efectos directos y los indirectos de producción de

ozono troposférico y vapor de agua estratosférica, pero no el indirecto de

producción de CO2.

A través de esta tabla se puede determinar el carbono equivalente mediante la

fórmula:

44

12

1000gas de GWP

Gg

MMTGgMMTCE

donde:

MMTCE son las Millones de toneladas métricas de carbono

equivalente:

Gg de gas: son los Gigagramos del gas que analicemos.

GWP: es el potencial de calentamiento global del gas

Esta característica obliga a la presencia de venteos y antorchas permanentes

para quemar el gas en caso de necesitar eliminarlo de forma rápida; condición

que debe contemplarse en último extremo, evitando emitir el CH4 directamente a

la atmósfera.

La materia puede presentarse en tres estados de agregación:

1. Sólido. Las moléculas constituyentes presentan una elevada cohesión

entre sí, debido a que las fuerzas de atracción son superiores a las que

originan los movimientos moleculares. En consecuencia, cada porción de

una materia sólida tiene una forma invariable, actuando la fuerza de la

gravedad sobre el conjunto de moléculas. Se dice, por tanto, que los

sólidos tienen forma y volumen constante.


1.12 gc/L01/c01

2. Líquido. Las fuerzas resultantes de los movimientos moleculares son lo

suficientemente elevadas en relación con las fuerzas de atracción, para

facilitar el movimiento de las moléculas entre sí, aunque manteniendo una

relativa cohesión entre ellas, lo que deriva en que ocupen la parte baja del

recipiente que lo contiene, adoptando su forma. La fuerza de gravedad

actúa independientemente sobre cada molécula y es por ello que los

líquidos tienen forma variable y un volumen sensiblemente constante.

3. Gaseoso. El movimiento de las moléculas es tan elevado que se

manifiesta muy superior a las fuerzas de atracción que ejercen entre sí las

moléculas así como las derivadas de la gravedad. Por ello, las moléculas

de los gases se distancian, ocupando todo el espacio disponible, por lo que

tan sólo pueden conservarse en espacios cerrados, dado que en caso

contrario se dispersarían por la atmósfera, con una rapidez mayor o menor

en consonancia con la difusibilidad del gas de que se trate.

Por tanto, los gases tienen forma y volumen variables, y al contrario que los

sólidos y los líquidos, son compresibles, por lo que siempre que se indica un

volumen determinado de gas, deberá precisarse a qué presión y temperatura se

ha medido. Por ello los volúmenes de gases suelen expresarse en m3 (n): “normal

metro cúbico”, lo cual hace referencia a que el volumen está medido en

condiciones normales (p=760 mm Hg, T = 0 ºC). También se encuentra a veces

expresado como “N m3”, si bien esta representación puede llevar a confusión. Es

posible encontrar también el término Standard, identificado como m3(s), en cuyo

caso las condiciones de medida referidas son 760 mm Hg, T = 15 ºC).

Tabla 1.7 Clasificación general de los combustibles. [231]

SÓ

LID

OS

Naturales

Carbones

Alquitranes o betunes

Maderas

Vegetales secos

Fabricados

Aglomerados

Coque

Carbón vegetal


1.13 gc/L01/c01

Breas de hulla

Residuos sólidos

LÍQ

UID

OS

Naturales Petróleos y aceites minerales

Fabricados Naftas, gasolinas, gasóleo, fuelóleo, queroseno

Residuos líquidos industriales

GA

SE

OS

OS

Naturales Gas natural

Fabricados

Gas de alto horno

Gas de gasógeno

Gas de coque

Gas de refinería

Residuos industriales y urbanos

La manipulación de los combustibles gaseosos es más sencilla, así por ejemplo

los fuelóleos son combustibles mezcla de hidrocarburos saturados (dodecanos,

decanos, pentadecanos, ...) de gran viscosidad, que se almacenan en depósitos

calentados a unos 40ºC o 45ºC para disminuir la viscosidad hasta unos 60º

Engler, y de esta forma poder alimentar la caldera. Se necesitan unos 58 Wh/kg

de fuel para el calentamiento de los depósitos y tuberías; además, se necesitan

unos 2,85 Wh/kg para bombearlos, y unos 5 Wh/kg para pulverización en la

boquilla de los quemadores.

Asimismo en lo referente a la combustión, cuando en la combustión de

hidrocarburos hay exceso de O2, éste se escapa por la chimenea (junto con el N2

lo acompaña en el aire) arrastrando calor residual, y si hay defecto, la combustión

es incompleta, y se generará CO. Este problema se agrava aun más en los

fuelóleos, en los que hay multitud de constituyentes que se queman con el O2.

En las instalaciones de fuelóleo, se calcula el consumo mayor de O2 por alguno

de los componentes, y se da un 30 % de exceso de aire, que supone un 4 % de

pérdidas. Para el gasoil, tenemos un 20 % de exceso, lo que equivale a un 3 % de

pérdidas, y para el metano sólo un 10 %, equivalente al 1 % de pérdidas.

Además, es necesario comunicar calor a la molécula, energía de activación, para


1.14 gc/L01/c01

que las largas moléculas se craqueen y puedan quemarse, y no siempre se puede

saber su valor exacto en estas mezclas complejas. A todo esto se le suma un

inconveniente más, el de los inquemados. Para el gasoil hay un 1,5 % de

inquemados, y para el fuelóleo un 2,5 %. Estos inquemados afectan también a las

calderas, adhiriéndose el hollín a los tubos e impidiendo la completa transferencia

de calor. Por ello, el precio del combustible en realidad, no es su coste directo,

sino el resultado de la suma de varias partidas: manipulación del producto, aire en

exceso, inquemados, gravamen por emisiones, mantenimiento de la instalación.

1.3 Clasificación de los gases

Una primera clasificación de los gases se puede realizar en función de la

capacidad de reacción.

Así, la clasificación de los gases en función de su reactividad es la siguiente.

Gases combustibles. Aquellos que son capaces de arder desprendiendo

calor y manteniendo la combustión por sí mismos.

Ejemplos son el butano, propano, gas natural, grisú,

acetileno (etino), hidrógeno,…

Gases comburentes. Necesarios para la oxidación de los gases

combustibles. El más común es el aire, o más

concretamente el oxígeno presente en el aire.

Gases inertes. No arden ni son necesarios para la combustión.

Ejemplos: nitrógeno, anhídrido carbónico (CO2),

gases nobles,…

En función de su origen pueden clasificarse los gases de la siguiente manera:

- “gas natural”: gas obtenido “naturalmente de la tierra” formado por

una combinación de hidrocarburos lineales ligeros (mayoritariamente

metano).

- “gas manufacturado”, es el gas creado por el hombre mediante un

proceso de coquización, o gas de horno alto. También se le dio el

nombre de “gas ciudad”.


1.15 gc/L01/c01

- “gas licuado del petróleo”, se denomina a aquellas combinaciones

de hidrocarburos ligeros (mayoritariamente propano y butano) que

provienen de la parte alta de la columna de destilación atmosférica

del crudo de petróleo.

- “gas sintético”, es el generado mediante gasificación y está

compuesto prácticamente por monóxido de carbono e hidrógeno.

Tabla 1.8 Composición (% vol) de distintos combustibles gaseosos [231]

Gas H2 N2 CO2 CO O2 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 C2H4 C6H6

de coquería 54 5,6 2 7,4 0,4 28 - - - - 2,6 -

horno alto 3 58 10 27,5 1 0,5 - - - - - -

de agua azul 49 4,5 4,7 41 - 0,8 - - - - - -

Carburado 34 6,5 4,3 32 0,7 15,5 - - - - 4,7 2,3

de gasógeno 14 50,9 4,5 27 0,6 3 - - - - - -

de Lacq - 1,0 - - - 95 3 1 - - - -

Natural - 1,6 - - - 85 9,4 3 1 - - -

de refinería 1,23 - - - - 30,98 22,13 28,51 12,37 4,78 - -

mezcla 40,9 - - - - 40,5 10,6 5,5 1,6 0,9 - -

reformado 50,9 8,4 2,2 14,3 0,9 15,9 5 - - - 2,4 -

Propano puro - - - - - - - 100 - - - -

Butano puro - - - - - - - - 100 - - -

Butano

industrial - - - - - - - 7 93 - - -

El gran número de cuerpos gaseosos combustibles de diverso origen y distintas

características ha hecho que, tradicionalmente, se clasifiquen y agrupen en tres

grandes grupos, en los que quedan enmarcados según sus características

comunes, fundamentalmente composición y poder calorífico.

Primera familia: Constituida por los gases manufacturados, de bajo poder

calorífico, en torno a 16MJ/m3(n), fue muy popular (gas

ciudad) al comienzo de la gasificación de las ciudades para

proveer de iluminación las calles por medio de la

gasificación de carbones o naftas. Se encuentra en esta

categoría todo aquel gas que no forma parte de la segunda

y tercera familias, o bien las mezclas muy diluidas de


1.16 gc/L01/c01

dichos gases en aire: aire butanado, aire propanado, aire

metanado.

Segunda familia: La formada por los gases naturales, gas natural sintético y

las mezclas de butano ó propano con aire. El PCS de estos

gases está en el entorno de 40 MJ/m3(n).

Tercera familia: La formada por el propano y el butano, como productos

derivados de la destinación del petróleo y que se

conservan en forma líquida en depósitos (aparte de una

pequeña fracción en forma gaseosa) y de lo cual se

deducen las siglas que los identifican: GLP (gases licuados

del petróleo). Son los gases con mayor poder calorífico por

unidad de volumen, entorno a 120 MJ/m3(n).

En función del índice de Wobbe que establece la relación entre el PCS y la

densidad relativa del gas respecto al aire, tal como se explica más adelante, se

clasifican los gases en familias y grupos (UNE EN 437; UNE 60 002:1995).

Tabla 1.9 Familias de gases según clasificación UNE-EN 437 (UNE 60002:1995)

Familia Gas de

referencia Grupo

Ws a 15 ºC y 1 atm

(MJ/m3).

Mínimo Máximo

Pri

me

ra

Biogás y

aire

metanado

de 18 810

kJ/(n)m3.

a 22,4 24,8

b 22,36 27,64

c 23,84 24,07

d 19,13 22,12

e 21,07 22,93

Se

gu

nda Metano

puro PCS:

39 710

kJ/(n)m3.

H 45,7 54,7

L 39,1 44,8

E 40,9 54,7

Te

rce

ra Butano puro

PCS:

133 760

B/P 72,9 87,3

P 72,9 76,8

B 81,8 87,3


1.17 gc/L01/c01

kJ/(n)m3.

Los aparatos de gas sólo pueden trabajar para el gas ( o gases) para los que se

diseñaron. En su diseño se utilizó un gas de referencia para asegurar la

compatibilidad con el gas marcado en su placa de características.

1.4 La cadena del gas

En el estudio de cualquier gas hay que partir desde la generación hasta su

aprovechamiento. Podríamos decir que el ciclo de vida del gas comienza en la

generación y termina con las aplicaciones. Entre un paso y otro se dan unos

pasos intermedios que contemplan tanto la parte física de dotarle al usuario

físicamente del gas como pasos económicos, vinculados a los anteriores

Figura 1.3 Esquema de la cadena del gas

Así a modo de ejemplo, la cadena logística del gas natural consta de las

siguientes actividades:

Producción, tareas relacionadas con la extracción del gas natural del yacimiento

Pretratamiento. Separación de condensados, filtrado de partículas sólidas,

compresión, absorción de gases ácidos (CO2, SO2), eliminación de humedad.

Licuación. Proceso por el cual el gas natural se transforma en GNL a -160 ºC.

Almacenamiento.

Transporte. En barcos metaneros (GNL) o bien por gasoducto.

Regasificación. Proceso que transforma el GNL en gas.

Distribución. Transporte del gas en gasoductos de baja presión.

Comercialización. Tareas para la venta del GN.

Generación

Transporte Almacenamiento

Distribución

Mercado

Características Aplicaciones


1.18 gc/L01/c01

A todas estas tareas se une la actividad de aprovisionamiento, que consiste en

la optimización de compras en los distintos mercados que junto con la producción

propia conforma el producto a comercializar.

1.5 Bibliografía

[231]. Junta de Castilla y León. Prontuario Energético.. ISBN 84-7846-404-2.. .

20040000

[250]. Cámara Rascón, Ángel;. Evolución del uso de la energía en el tiempo. El

hidrógeno.. ACR;. . 20040000

[261]. CNE;. Informe 2000 Gas Natural;. Informe 2000;.

http://www.cne.es/pdf/informe_sectores/2000/PA002gas_01.pdf. 20000000

[263]. CNE;. Boletín Mensual de estadísticas de gas natural;. .

http://www.cne.es/pdf/IAP_gasJul.pdf. 20040700

[322]. Querol, Enrique; Sánchez Iñarejos, Juan José; Merino Sanz, María

Victoria;. Residuos Agrícolas Aprovechables Energéticamente.. Trabajo 2º

curso doctorado.. . 20010912

Fundamentos Capítulo 2. Características

2.1 gc/L01/c02

2

2 Características

[email protected]


2.2 gc/L01/c02

Tabla de contenido

CAPÍTULO 2. CARACTERÍSTICAS .......................................................................................................... 2.5

2.1 COMPOSICIÓN ...................................................................................................................................... 2.5

2.2 VOLUMEN ............................................................................................................................................ 2.5

2.3 DENSIDAD ............................................................................................................................................ 2.6

2.3.1 Densidad absoluta. .................................................................................................................... 2.6

2.3.2 Densidad relativa ...................................................................................................................... 2.7

2.4 COMPRESIBILIDAD. .............................................................................................................................. 2.9

2.5 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD .......................................................................................................... 2.14

2.6 PODER CALORÍFICO ............................................................................................................................ 2.17

2.7 PRESIÓN ............................................................................................................................................. 2.19

2.8 TEMPERATURA TEÓRICA DE COMBUSTIÓN......................................................................................... 2.20

2.9 TEMPERATURA DE INFLAMACIÓN ESPONTÁNEA DE UN COMBUSTIBLE. PUNTO DE DESTELLO.

(LÍQUIDOS) .................................................................................................................................................. 2.21

2.10 ENERGÍA MÍNIMA DE IGNICIÓN...................................................................................................... 2.21

2.11 TEMPERATURA DE INFLAMACIÓN Ó PUNTO DE IGNICIÓN. (SÓLIDOS-LÍQUIDOS-GASES). .............. 2.22

2.12 TEMPERATURA DE COMBUSTIÓN (SÓLIDOS Y LÍQUIDOS) .............................................................. 2.22

2.13 LÍMITES DE INFLAMABILIDAD ....................................................................................................... 2.23

2.14 CORRIENTE MÍNIMA DE INFLAMACIÓN (CMI) ............................................................................. 2.25

2.15 ODORIZACIÓN ............................................................................................................................... 2.25

2.16 PUNTO CRÍTICO ............................................................................................................................. 2.25

2.17 PUNTO DE ROCÍO ........................................................................................................................... 2.26

2.18 ÍNDICE DE WOBBE (W) ................................................................................................................. 2.27

2.19 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................... 2.27


2.3 gc/L01/c02

Tablas

Tabla 2-1 Densidades de distintos gases combustibles........................................ 2.8

Tabla 2 Poderes caloríficos de gases combustibles. .......................................... 2.18

Tabla 3 Comparación entre PCS de gases combustibles ................................... 2.18

Tabla 4 Conversión de unidades de energía al S.I. ............................................ 2.19

Tabla 2-5 Conversión de unidades de presión al S.I. .......................................... 2.20

Tabla 2-6 Temperatura teórica de combustión y temperatura de inflamación .... 2.20

Tabla 2-7 Límites de inflamabilidad y máxima velocidad de propagación de

combustión de gases combustibles. [312] ...................................................... 2.23

Figuras

Figura 2.1 Variación de la densidad del propano con la temperatura. .................. 2.6

Figura 2.2 Presión de vapor del metano en función de la temperatura. [321] ....... 2.10

Figura 2.3 Presión de vapor del propano en función de la temperatura. [321] ...... 2.11

Figura 2.4 Presión de vapor del butano en función de la temperatura. .............. 2.12

Figura 2.5 en una bombona de GLP si se incrementa la temperatura ambiente se

incrementa la presión.................................................................................... 2.13

Figura 2.6 en una bombona de GLP cuando se extrae gas la botella se enfría

porque absorbe calor para vaporizar la parte líquida y restaurar el equilibrio

líquido – vapor. ............................................................................................. 2.13

Figura 2.7 en una bombona de GLP cuando se incrementa la temperatura exterior

la presión sube por dos causas: equilibrio líquido vapor, el líquido ocupa más

volumen (disminuye su densidad) a costa del volumen del gas. ................. 2.14

Figura 2.8 Compresibilidad Z de gases naturales. Fuente GPSA....................... 2.15

Figura 2.9 Límites de inflamación, y flash point [314] ............................................ 2.21

Figura 2.10 Energía mínima de ignición en función de la concentración para el

metano [314] .................................................................................................... 2.22


2.4 gc/L01/c02


2.5 gc/L01/c02

Capítulo 2. Características

2.1 Composición

La composición de los gases se da habitualmente en % en volumen. Dicho

porcentaje coincide también con el % molar ya que hay una relación directa entre

ellos (un mol de gas ideal ocupa 22,4 litros en condiciones normales). Hay que

recordar que en líquidos y sólidos la composición porcentual es porcentaje en

masa habitualmente.

2.2 Volumen

Los gases presentan como característica que se adaptan a las formas y

volúmenes de los recipientes que los contienen.

Afortunadamente existe una relación entre temperatura, presión, y volumen para

un gas de composición conocida. Así, si se modifica el volumen que ocupa una

cantidad dada de gas se alteran su temperatura y presión.

Es por ello que los volúmenes hay que darlos junto con su temperatura y presión.

En los gases lo más frecuente es hablar de volúmenes normales, esto es, referido

al volumen que ocuparía dicho gas seco a una presión de 760 mm de Hg (presión

atmosférica) y una temperatura de 0 ºC. Por ello al lado de las unidades de

volumen se añade una n, entre paréntesis o bien una N mayúscula: m3(n) o Nm3

respectivamente.

También es posible encontrar los metros cúbicos estándar m3(s) que es una

medición realizada con gas seco a 15 ºC y 760 mm de Hg.

Por último es posible encontrar la unidad inglesa SCF: standard cubic feet, que

son pies cúbicos del gas a la temperatura de 60 ºF (15 ºC) y una presión de 30

pulgadas de columna de mercurio.


2.6 gc/L01/c02

2.3 Densidad

2.3.1 Densidad absoluta.

La densidad absoluta ( ) o masa volumétrica de un cuerpo, se define como la

masa (m) contenida en la unidad de volumen (V). En el caso de gases se mide en

kg/m3(n). Ello se hace así porque el gas es compresible, con lo que su volumen

depende fuertemente de la presión y de la temperatura.

V

m (2.1)

Los gases también se pueden licuar (subiendo la presión ó bajando la

temperatura, o ambas cosas a la vez). El objetivo es incrementar la densidad del

producto. Hay que prestar especial atención a la influencia de la temperatura en la

densidad del producto licuado, pues, como sucede con el propano, las variaciones

son muy importantes (Figura 2.1). Es por ello que los recipientes en que se

almacena producto licuado nunca pueden llenarse el 100 %, pues al aumentar la

temperatura disminuye la densidad, por lo que sube el nivel del líquido envasado.

En el caso del propano se llena al 85 % las bombonas para dejar sitio al vapor en

equilibrio con el líquido y para dejar sitio a las variaciones de nivel del líquido con

la temperatura.

Figura 2.1 Variación de la densidad del propano con la temperatura.

Propano

0

100

200

300

400

500

600

-20 0 20 40 60 80 100 120

Temperatura [ºC]

den

sid

ad

líq

uid

o [

kg

·m^

3]


2.7 gc/L01/c02

2.3.2 Densidad relativa

La densidad relativa es la relación entre las masas volumétricas del gas y del aire

en las mismas condiciones de presión y temperatura. El valor de esta propiedad

indica cuantas veces es más o menos pesado un gas con relación al aire.

aire

gas

gasd (2.2)

Es fácil percatarse de que en el caso de una mezcla de gases se cumple que la

densidad de la mezcla viene dada por la suma de las densidades relativas.

i

iimezcla dxd (2.3)

Asimismo en una mezcla de gases es posible determinar la densidad relativa

directamente utilizando los pesos moleculares.

aire

i

ii

mezclaPM

PMx

d (2.4)

siendo el peso molecular del aire aproximadamente 28 kg/kmol.

La densidad relativa es una característica importante, puesto que si d > 1 el gas

tenderá a estratificarse cerca del suelo, mientras que si d < 1 el gas tenderá a irse

hacia arriba. Ejemplo de la importancia de éste parámetro es el lugar de las

rejillas de ventilación en las cocinas a gas, o también la influencia de este

parámetro en las medidas de protección de una instalación de almacenamiento

(evitar fuentes de ignición en las zonas donde puede acumularse el gas, favorecer

la ventilación en dichas zonas, cuidar el diseño de equipos).

En la práctica un gas o vapor que tenga una densidad relativa inferior a 0,8 se

considera como más ligero que el aire. Si la densidad relativa es superior a 1,2 se

considera más pesado que el aire. Entre ambos valores deberían considerarse las

dos posibilidades1.

1 UNE-EN60079-10:200404: Material eléctrico para atmósferas de gas explosivas. Parte 10:

Clasificación de emplazamientos peligrosos.


2.8 gc/L01/c02

Con gases o vapores más ligeros que el aire, un escape a baja velocidad se

dispersará rápidamente hacia arriba; la presencia de un tejado, no obstante,

aumentará inevitablemente el área de dispersión a la del tejado. Si el escape es

un chorro libre a alta velocidad la acción del chorro, incluso si arrastra aire que

diluya el gas o el vapor, puede aumentar la distancia en la cual la mezcla de

gas/aire permanece por encima del límite inferior de explosividad. Si el escape es

un chorro libre a alta velocidad la acción del chorro por arrastre de aire puede

reducir la mezcla gas/aire por debajo del LIE a una distancia mucho más corta

que en el caso de un escape a baja velocidad.

Con gases o vapores más pesados que el aire, un escape a baja velocidad

tenderá a fluir hacia abajo y puede recorrer largas distancias antes de ser

dispersado hasta un valor de concentración seguro por la difusión atmosférica. Es

necesario, por tanto, prestar una atención especial a la topografía de toda la zona

en estudio y sus alrededores, para determinar si pueden acumularse los gases o

vapores en fosos o descender por pendientes a niveles inferiores.

Precisamente por la densidad, es por lo que no se permite construir

almacenamientos de GLP encima de sistemas de alcantarillado.

Tabla 2-1 Densidades de distintos gases combustibles.

Gas combustible Densidad absoluta

kg/m3(n)

Densidad relativa

Gas manufacturado 0,685 0,53

Aire propanado de

5200 kcal/m3(n) 1,450 1,12

Gas natural

Argelia (Huelva) 0,802 0,621

Argelia (Barcelona) 0,786 0,607

Argelia gasoducto 0,843 0,652

Libia 0,802 0,620

Conexión Francia 0,744 0,576

Propano comercial 2,09 1,62


2.9 gc/L01/c02

Gas combustible Densidad absoluta

kg/m3(n)

Densidad relativa

Propano metalúrgico 2,03 1,57

Butano comercial 2,62 2,03

La densidad del aire seco en condiciones normales (1 atm, 0 ºC) es

aproximadamente 1,29 kg/m3(n).

Es necesario indicar aquí la diferencia entre densidades relativas en líquidos y

gases. Mientras que en los gases la sustancia de referencia es el aire citado

anteriormente, en los líquidos la sustancia de referencia es el agua (1000 kg/m3).

2.4 Compresibilidad.

Los gases son compresibles, consiguiéndose con la misma masa de gas

variaciones importantes de volumen en función de las condiciones de

almacenamiento. Esta propiedad tiene una aplicación directa en el transporte de

los gases a través de tuberías ya que el volumen a vehicular se reduce

considerablemente en función de la presión, y es la variación de presión entre las

distintas secciones de la canalización lo que origina el movimiento del gas por su

interior.

Sin embargo es importante resaltar que no todos los gases se comportan de igual

manera cuando se comprimen y ello es consecuencia de un determinado valor de

la temperatura denominada “crítica”. La temperatura crítica es aquella a partir de

la cual no se puede licuar un gas por compresión a temperatura constante.

Los gases que tienen una temperatura crítica muy inferior (<10 ºC) a la

temperatura ambiente (aire, oxígeno, nitrógeno, metano, etc.) pueden

comprimirse en un gran rango de presiones, manteniendo constante la

temperatura, sin que se produzca su licuación. En consecuencia pueden

transportarse:

- en recipientes adecuados en fase gaseosa con reducciones importantes

de volumen,


2.10 gc/L01/c02

- en gasoducto a presiones elevadas (el gas natural se transporta a 72 bara

ú 80 bara en la red principal de transporte española, pero en algunos

gasoductos del norte de Europa se llega a utilizar 120 bar)

Figura 2.2 Presión de vapor del metano en función de la temperatura. [321]

Para licuar estos gases es necesario enfriar además de comprimir, consiguiendo

así su licuefacción. Mediante una acción combinada de sucesivas compresiones,

refrigeraciones y expansiones adiabáticas es posible alcanzar temperaturas de

160 ºC y reducciones de volumen del orden de 600 veces en el caso del gas

natural, lo que facilita su transporte en buques metaneros o bien en camiones

cisterna. La Figura 2.2 muestra la presión de vapor del metano y un punto de

transporte del GNL en cisternas (-163 ºC y 4 bar).

Los gases que tienen una temperatura crítica superior a la temperatura

ambiente (propano, butano, anhídrido carbónico,…) al comprimirlos a

temperatura ambiente condensan, por lo que pueden transportarse en botellas y

cisternas de acero. Las reducciones de volumen son también importantes aún

siendo las presiones relativamente moderadas. Este comportamiento es el origen

del nombre de los gases licuados del petróleo: propano y butano.


2.11 gc/L01/c02

En la Figura 2.3 se muestra la presión (8,32 bar) a la cual se podría licuar el

propano a una temperatura de 20 ºC. Ello significa que si se almacena en botellas

a dicha presión, y la botella está a 20 ºC la presión se mantendrá. Sin embargo, si

la temperatura ambiente fuera 0 ºC, la botella disminuirá su presión hasta la

presión de vapor del propano a 0ºC que acudiendo al gráfico es aproximadamente

de 4,71 bar.

Figura 2.3 Presión de vapor del propano en función de la temperatura. [321]

A la hora de elegir una presión de almacenamiento hay que considerar las

posibles temperaturas mínimas y máximas. En el caso de un verano caluroso las

temperaturas pueden subir grandemente lo cual aconseja ir a presiones mayores.

En la práctica se almacena el propano a 30 bar en la botella, con lo que se

aseguraría su estado líquido hasta llegar a los 70 ºC aproximadamente.

Este fenómeno explica muchos comportamientos. Así por ejemplo, es importante

vigilar la variación de presión de los gases con la temperatura. Por ello hay que

vigilar la presión de los extintores, botellas de gas,...

Asimismo, ya que el propano en la botella está líquido, si se solicita gas éste sale

por su exceso de presión, tendiendo el líquido a vaporizarse y restablecer el


2.12 gc/L01/c02

equilibrio líquido – vapor. Como el proceso de vaporización requiere un aporte

térmico, el fluido lo obtiene del ambiente y por ello se enfría la botella, motivo por

el cual puede llegar a formarse escarcha a su alrededor. Además, el proceso de

vaporización requiere un tiempo, por lo que si el consumo de gas es muy

repentino puede no cubrirse la demanda, motivo por el cual es conveniente ir, en

dichos casos, a almacenamientos mayores, donde haya mayor reservorio o buffer

de gas.

Figura 2.4 Presión de vapor del butano en función de la temperatura.

Un caso particular es el que se pone de manifiesto en los gases combustibles

como el gas ciudad (gas de hulla, gas de cracking, etc.) o en aquellos que se

obtienen por mezcla del propano con aire, debido a que están formados por

distintos gases y mientras unos tienen temperaturas críticas bajas (hidrógeno,

oxígeno, nitrógeno,…) otros presentan temperaturas críticas elevadas (propano,

benceno, vapores de gasolina,…) que al comprimirlos por encima de un

determinado valor, condensa alguno de sus componentes. Por ello estos gases

0.01

0.1

1

10

100

-80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10

0

temperatura (ºC)

pre

sió

n b

uta

no

(b

ar,

a)


2.13 gc/L01/c02

no pueden transportarse a grandes distancias ni licuarse y transportarse en

recipientes especiales.

Figura 2.5 en una bombona de GLP si se incrementa la temperatura ambiente se incrementa la

presión.

La presión debe ser tal que la presión de vapor del componente más volátil,

marcado por su fracción molar se respete. Así por ejemplo en un aire propanado

70/30, el propano se encuentra en un 70 %. Como el propano a 300 K tiene una

presión de vapor de 10 bar, y la presión parcial viene marcada por la ley de Dalton

como pi=xi ptotal , entonces para que la presión parcial no supere los 10 bar la

presión mayor de transporte será 10/0,7 = 14,3 bar. Si se circulara aire propanado

a una presión superior a 14,3 bar empezaría a licuar el propano.

Figura 2.6 en una bombona de GLP cuando se extrae gas la botella se enfría porque absorbe calor

para vaporizar la parte líquida y restaurar el equilibrio líquido – vapor.

Tambiente = -5 ºC Tambiente = -5 ºC

Q

Tambiente = 10 ºC Tambiente = 30 ºC


2.14 gc/L01/c02

Figura 2.7 en una bombona de GLP cuando se incrementa la temperatura exterior la presión sube por

dos causas: equilibrio líquido vapor, el líquido ocupa más volumen (disminuye su densidad) a costa del

volumen del gas.

2.5 Factor de compresibilidad

En los gases ideales se cumple la expresión

p·V = n·R·T (2.5)

donde

p = presión (Pa)

V = volumen (m3)

n = cantidad de gas (mol)

R = constante de los gases ideales (8,314 J K-1 mol-1)

T = temperatura (K)

Esta expresión es altamente utilizada, porque es la expresión más simple para

poder determinar el volumen que ocupa una cantidad de gas en una presión y

temperatura definidas. Además es suficientemente precisa para la mayoría de las

aplicaciones, y tanto más correcta cuanto mayor temperatura y menor presión

tenga el gas.

Cuando se requiere una expresión más acertada la siguiente elección es utilizar el

concepto de factor de compresibilidad Z, la cual vincula el volumen real del gas

con el que ocuparía idealmente. Con ello, se mejora la expresión general sin

complicarla excesivamente.

p·V = Z·n·R·T (2.6)

Tambiente = 45 ºC Tambiente = 5 ºC


2.15 gc/L01/c02

Figura 2.8 Compresibilidad Z de gases naturales. Fuente GPSA.

Para la determinación del factor de compresibilidad se hace uso de tablas

determinadas para dichas sustancias (véase el Perrys) o bien, a partir del

principio de los estados correspondientes (gases reales con el mismo


2.16 gc/L01/c02

volumen y temperatura reducidos ejercen la misma presión reducida), es posible

utilizar ábacos que son función de la temperatura y presión reducidas. Este

principio es una aproximación tanto mejor cuanto más esféricas sean las

moléculas, y tanto peor cuanto menos esféricas ó más polares sean las moléculas

del gas.

La temperatura (Tr) y presión (Pr) reducidas se obtienen dividiendo dichos valores

entre los correspondientes al estado crítico (Tc y Pc), y entrando en un gráfico

(Figura 2.8) para leer el valor de Z.

c

rP

PP (2.7)

c

rT

TT (2.8)

Dada la gran variedad de composiciones de los gases, se encuentran tabuladas

los valores de presión crítica y temperatura crítica de sustancias puras. Para la

determinación de la presión y temperatura reducidas de mezclas gaseosas, puede

utilizarse la regla de Kay, que nos permite obtener dichos valores utilizando la

media ponderada de las temperaturas y presiones críticas de cada componente

(Pc,i; Tc,i) afectado por la fracción molar del componente (xi) como factor de

ponderación:

i

icic PxP , (2.9)

i

icic TxT , (2.10)

Para ciertas aplicaciones, como por ejemplo el transporte de gas natural, se han

desarrollado unas expresiones simples que permiten determinar el factor de Z de

forma suficientemente aproximada para dichas aplicaciones y condiciones

concretas. Así, en gasoductos de GN a más de 6 bara, una fórmula utilizada es la

siguiente:

500

1 mPZ (2.11)

donde Pm, es la presión media en bara calculada mediante la expresión:


2.17 gc/L01/c02

22

33

3

2

finini

finini

mPP

PPP (2.11)

donde las presiones inicial y final del trayecto se expresan en bara., lo cual

evidencia que los valores de Z serán muy próximos a 1.

Cuando se requiere una mayor precisión, careciendo de datos experimentales, se

puede acudir a alguna de la gran cantidad de ecuaciones de estado: Gas ideal,

Van der Waals, Berthelot, Dieterici, Beattie-Bridgman, Virial, … que se han

desarrollado, y que se incluyen directamente en los programas de simulación,

dentro de los diferentes modelos termodinámicos (Peng-Robinson,…) disponibles

en ASPEN y CHEMCAD, por ejemplo, y que hay que seleccionar

conscientemente en función de la sustancia a manejar.

2.6 Poder calorífico

Es la cantidad de calor desprendida por combustión completa a la presión

atmosférica de la unidad de volumen o de masa de un gas tomando los reactivos

y los productos a la misma temperatura y presión: 25 ºC y 1 atm.

CH4(g) + 2 O2(g) ==> CO2(g) + 2 H2O(l) Hcombustión (2.12)

CH4(g) + 2 O2(g) ==> CO2(g) + 2 H2O(l) + PCS (2.13)

Se denomina poder calorífico superior (PCS) al calor resultante de la oxidación

del combustible con oxígeno puro a 1 atm y 25 ºC, si se considera que el agua

resultante de la combustión está líquida. Si para la misma reacción, y en las

mismas condiciones, el agua se considera en estado vapor entonces el calor

exotérmico de la reacción se denomina poder calorífico inferior (PCI).

CH4(g) + 2 O2(g) ==> CO2(g) + 2 H2O(g) + PCI (2.14)


2.18 gc/L01/c02

Tabla 2 Poderes caloríficos de gases combustibles.

Gas combustible PCS

kcal / m3 (n)

PCI

kcal / m3 (n)

PCS

kJ / m3 (n)

PCI

kJ / m3 (n)

Hidrógeno 3 050 2750 12 749 11 495

Gas ciudad 4 200 3 710 17 556 15 508

Gas natural 10 200 9 200 42 636 38 456

Metano 9 530 8 570 39 835 35 823

Propano 24 350 22 380 101 783 93 548

n Butano 32 060 29 560 134 011 123 561

La diferencia entre el poder calorífico superior e inferior viene marcada por la

entalpía de vaporización necesaria para evaporar la cantidad de agua generada

por unidad de masa (kg) o de cantidad de sustancia (mol) que se haya quemado

de combustible.

Ya que el poder calorífico cuantifica la cantidad de energía química del

combustible, en función de la aplicación de interés se preferirán unas unidades de

medida u otras. Así, mientras que es muy habitual medir por unidad de volumen,

la unidad por masa es necesaria en otras aplicaciones. La Tabla 3 explica por qué

en la industria espacial el combustible preferido es el hidrógeno, ya que es el que

más energía proporciona por unidad de masa (que es lo que finalmente hay que

elevar).

Tabla 3 Comparación entre PCS de gases combustibles

kJ / m3 (n) kJ / kg

PCS PCS

Hidrógeno 10 787 120 810

Metano 35 802 50 122

Propano 91 135 46 396

n Butano 118 533 45 778


2.19 gc/L01/c02

Asimismo hay que hacer notar que la medida de energía en el S.I. es el Julio2. Sin

embargo todavía hoy sigue siendo habitual encontrar datos en calorías y termias,

en Europa, y en BTU3 (British Thermal Unit) en Estados Unidos.

Tabla 4 Conversión de unidades de energía al S.I.

1 055,1 J/BTU

1,0551·108 J/thm 1 therm = 100 000 BTU

4,18 J/cal

4,18 ·1010 J/tep PCSpetróleo = 10 000 kcal/kg

4,18 · 106 J/termia 1 termia = 1000 kcal

3,6 · 106 J/(kWh)

La comparación entre distintos tipos de energía suele hacerse en toneladas

equivalentes de petróleo: tep (toe en inglés). Una tep se define como 107 kcal o

bien 41,8 GJ y su objetivo es comparar la energía que proporcionan diferentes

combustibles con las de una tonelada de un petróleo que tuviera un poder

calorífico de 107 kcal.

2.7 Presión

Es la fuerza ejercida por unidad de superficie. La presión puede medirse con

relación a la presión atmosférica o respecto al vacío, denominándose relativa o

absoluta respectivamente. En la literatura inglesa se suele acompañar la unidad

de presión de un subíndice, “a” para denotar presión absoluta (a = absolute) y “g”

para la presión respecto al vacío, también denominada manométrica (g= gauge),

a veces denominada relativa ó efectiva. La diferencia entre ambas será siempre la

presión atmosférica, es decir, 1 atm. La unidad del S.I. para la medida de la

presión es el pascal (Pa), aunque son habituales el bar, la atm, y el kg/cm2 que

más correctamente debería escribirse kgf/cm2 (kilogramo fuerza por centímetro

2 Cantidad de calor disipado por un vatio durante un segundo. Trabajo producido por una fuerza de

1 newton cuyo punto de aplicación se desplaza 1 m en la dirección de la fuerza.

3 180ava parte del calor requerido para elevar la temperatura de una libra de agua de 32 ºF a 212

ºF.


2.20 gc/L01/c02

cuadrado), que en la práctica suelen considerarse totalmente equivalentes,

aunque son ligeramente diferentes.

Tabla 2-5 Conversión de unidades de presión al S.I.

6 896 Pa/psi

100 000 Pa/bar

101 325 Pa/atm

98 000 Pa/ (kg/cm2)

1,33 x 10-4 Pa/ (mm Hg)

9,80 x 10-6 Pa/ (mm H2O)

2.8 Temperatura teórica de combustión

Se define como la máxima temperatura que teóricamente se podría alcanzar en la

combustión perfecta y completa de un gas, sin intercambio de calor con el

exterior. Es decir, la temperatura máxima que alcanzarían los productos de la

combustión si la energía liberada en la reacción se destinara totalmente a calentar

los gases producidos.

El cálculo termodinámico de la temperatura teórica de combustión consiste en

considerar un proceso adiabático, lo cual supone que la entalpía de los reactivos

es igual a la de los productos ( H = 0). La entalpía de los reactivos viene dado por

su entalpía de formación y la de los productos depende de la temperatura que se

quiere determinar (calor sensible).

Tabla 2-6 Temperatura teórica de combustión y temperatura de inflamación

Gas combustible Temperatura teórica

de combustión (ºC)

Temperatura de

inflamación (ºC)

Gas natural 1 950 510

Propano comercial 1 980 468

Butano comercial 2 005 410

En la práctica nunca se llega a la citada temperatura, debido a:


2.21 gc/L01/c02

- transmisión de calor de los productos de la combustión al ambiente

circundante.

- Reducción del CO2 y H2O (vapor) en CO, H2 y O2, a temperaturas

superiores a 1700 ºC.

2.9 Temperatura de inflamación espontánea de un combustible. Punto de

Destello. (Líquidos)

Denominada en inglés “flash point”, es la temperatura mínima necesaria que ha

de tener una superficie para provocar la inflamación del combustible cayendo

sobre ella gota a gota.

Dicho de otra manera, es la temperatura a la que, en la interfase líquido-vapor, en

presencia de aire a presión atmosférica, se alcanza en el equilibrio el Límite

Inferior de Explosividad del gas producido. Es por tanto un parámetro sólo

aplicable a sustancias combustibles que en condiciones atmosféricas son

líquidos.

Figura 2.9 Límites de inflamación, y flash point [314]

2.10 Energía mínima de ignición

Temperatura

Conce

ntr

ació

n d

e

com

bust

ible

en a

ire

0 %

100 %

LSE = LSI

Autocombustión

LIE = LII

Punto de destello,

inflamación ó

flash point

Mezcla inflamablePre

sión

de

vapo

r


2.22 gc/L01/c02

La energía mínima de ignición es una medida de la energía requerida para que

una fuente de ignición determinada, por ejemplo una chispa, pueda provocar la

ignición de una mezcla de combustible en aire.

La energía mínima de ignición depende de la concentración de combustible en

aire. Para muchos combustibles la energía mínima de ignición está en el rango

0,1mJ a 0,3 mJ si el comburente es el aire. Sin embargo, el hidrógeno, el

acetileno y el disulfuro de carbono tienen una energía mínima de ignición un

orden de magnitud menor.

Figura 2.10 Energía mínima de ignición en función de la concentración para el metano [314]

2.11 Temperatura de inflamación ó punto de ignición. (Sólidos-líquidos-

gases).

Sólidos-Líquidos: Temperatura a la que los vapores de un combustible pueden

producir una mezcla detonante.

Gases: Temperatura a la que sin necesidad del concurso de un punto de ignición

o llama se inflama una mezcla estequiométrica gas-aire. Temperatura

mínima, en función de la concentración, a la que se inicia el proceso de

inflamación. También se denomina Temperatura Mínima de Inflamación

(TMI).

2.12 Temperatura de combustión (sólidos y líquidos)

Temperatura a la que los vapores producidos arden de manera continua.


2.23 gc/L01/c02

2.13 Límites de inflamabilidad

No todas las mezclas de gases combustibles en el aire son adecuadas para arder

ya que para iniciar y propagar la combustión de una mezcla gas – aire se precisa

alcanzar una determinada “temperatura de inflamación” que garantice la

continuidad de la combustión y ello no es posible cuando la mezcla gas – aire es

demasiado pobre o demasiado rica.

Se denominan pues “límites de inflamabilidad” a las composiciones volumétricas

en tanto por ciento de gas en el aire entre las que, a presión y temperatura

ambiente, la mezcla es inflamable en unas condiciones de ensayo determinadas y

con la sustancia pura. Con porcentajes por debajo del “límite inferior de

inflamabilidad” o superiores al “límite superior de inflamabilidad” no es posible

mantener la combustión, definiéndose en consecuencia el llamado “dominio/rango

de inflamabilidad” como el intervalo de composiciones comprendidas entre ambos

límites, y que por tanto sí es inflamable.

Hay que tener en cuenta que los límites dependen de multitud de parámetros,

como por ejemplo la energía de la fuente de la ignición, el contenido de humedad,

la presencia de gases combustibles o polvos combustibles en suspensión

(llamadas mezclas híbridas y que usualmente presentan una explosividad más

acusada que los límites de las sustancias puras independientemente).

Tabla 2-7 Límites de inflamabilidad y máxima velocidad de propagación de combustión de gases

combustibles. [312]

Mezcla

Límites de

Inflamabilidad (% vol)

Máxima

velocidad inicial

propagación de

llama (cm/s)

Inferior Superior

H2 + 1/2 O2 1 94 900 a 1100

CO + 1/2 O2 15,5 94 72 a 108

CH4 + 2O2 5,1 61 330 a 400

H2 + aire 4 75 180

CO + aire 12,5 74 18


2.24 gc/L01/c02

Mezcla

Límites de

Inflamabilidad (% vol)

Máxima

velocidad inicial

propagación de

llama (cm/s)

Inferior Superior

CH4 + aire 5,3 15 30 a 37

C2H2 + aire 2,5 80 145 a 170

C2H4 + aire 3,1 32 60 a 64

C3H6 + aire 3 12,5 40

C3H8 + aire 2,2 9,5 39 a 41

C4H10 + aire 1,9 8,5 38

Gas natural 2,4 9,5 40

Gas ciudad 1,8 8,4 40

Es posible pasar los datos expresados en % volumen a kg/m3 (a una presión

atmosférica Pa y una temperatura de 20 ºC), simplemente recordando que en

condiciones normales 1 kmol ocupa 22,4 m3, y la ley de los gases ideales para

pasar de condiciones normales (0 ºC y 760 mm Hg) a las condiciones a las que se

da el resultado (20 ºC y una presión atmosférica Pa en Pa):

L(kg/m3) = 0,416·10-3·PM·L(% vol)·Pa / 101 325.

donde

L (% vol) = límite inferior o superior de inflamabilidad en % volumen.

L (kg/m3) = límite inferior o superior de inflamabilidad en kg/m3 a 20 ºC

y una presión atmosférica igual a Pa.

Pa = presión atmosférica en Pascales.

Cuando se tienen mezclas de gases (es decir siempre), se pueden obtener ambos

límites de forma aproximada mediante la ecuación de Le Chatelier – Coward[314]:

n

i i

i

L

xL

1

100 (2.15)

donde

L = límite inferior o superior de inflamabilidad en % volumen (pero sólo uno

de los dos en toda la fórmula)


2.25 gc/L01/c02

Li = límite inferior o superior de inflamabilidad del gas i presente en la

mezcla en % volumen.

xi = fracción molar del gas i en %.

2.14 Corriente Mínima de Inflamación (CMI)

Corriente mínima que, en un equipo normalizado que incluye un circuito inductivo,

provoca la inflamación de una mezcla explosiva. Este parámetro está ligado a la

EMI, siendo la CMI de más fácil evaluación.

2.15 Odorización

La presencia de algunos gases combustibles es detectable por su olor

característico, otros en cambio son prácticamente inodoros, como es el caso del

gas natural y el hidrógeno, por lo que para poder detectar cualquier posible fuga

se le añade en la fase de tratamiento y antes de su emisión a través de la red de

tuberías un compuesto químico que aún en pequeñas cantidades (el

tetrahidrotiofeno se añade en un 0,001 % al gas natural) dota de un olor

penetrante y característico, desapareciendo el mismo cuando se produce la

combustión del gas.

2.16 Punto crítico

El punto crítico es el punto final de la línea de equilibrio líquido-gas en un

diagrama de fases. Este punto determina un estado a partir del cual no hay

distinción entre líquido y gas. A una presión y temperaturas mayores que las

críticas, la transición de líquido a gas (y viceversa) se produce sin cambio

aparente de estado, ya que no hay distinción entre líquido y gas a dichas

presiones y temperaturas tan altas. No se produce por tanto un cambio brusco de

sus propiedades intensivas: densidad, entropía específica.

El punto crítico, para un gas de composición conocida, viene marcado por una

presión y temperatura denominadas críticas.


2.26 gc/L01/c02

2.17 Punto de rocío

El punto de rocío es la temperatura a la cual, para determinada presión, se

produce la condensación de un gas. Para una mezcla (gas – vapor) es la

temperatura a la que se produce la saturación del vapor disuelto en el gas (a una

determinada presión).

El punto de rocío es un parámetro muy importante en todos los procesos en los

que intervienen gases, ya que, si la temperatura a la que está el gas es menor

que su punto de rocío, condensa, pudiendo estropear los elementos de la

instalación o producir corrosión, si éstos no están convenientemente preparados

para ello.

Tan importante como el punto de rocío de los gases combustibles es el punto de

rocío de los gases procedentes de una combustión, ya que su condensación

causa serios problemas de corrosión en los equipos y en los conductos de

expulsión de dichos gases (chimeneas, recuperadores de calor, etc…), problema

que es preciso solventar con el empleo de materiales adecuados, y que se agrava

con la presencia de azufre en el combustible (fuel-oil, y gasóleo).

Cuando el combustible tiene compuestos de azufre, en la combustión éstos se

transforman en SO2 y, si hay exceso de aire, en SO3. Este anhídrido sulfúrico

puede reaccionar con el vapor de agua presente en los productos de la

combustión, según:

SO3 + H2O H2SO4.

Esta reacción no tiene lugar por encima de los 500 ºC, pues el H2SO4 es

inestable.

Se denomina punto de rocío ácido a la temperatura de condensación del H2SO4

producido. Está situado en torno a 15 ºC para una combustión normal de fuel-oil,

aunque está influido por multitud de factores:

- Variaciones en los parámetros que controlan la combustión: exceso de

aire, inquemados, etc.

- Geometría del flujo de gases.


2.27 gc/L01/c02

- Presencia de catalizadores y aditivos en el combustible y en la cámara de

combustión.

Con el fin de disminuir los problemas de corrosión en los conductos de

evacuación de productos, en una combustión de fuel-oil las temperaturas mínimas

de estos gases deben ser:

- entre 160 ºC y 170 ºC para conductos de acero.

- entre 150 ºC y 160 ºC para conductos de hierro fundido.

Los gases, usualmente libres de azufre, presentan la ventaja de poder disminuir la

temperatura, sin que aparezcan dichos efectos, pudiendo disminuir la temperatura

incluso por debajo de 100 ºC. Ello conlleva una mejora del rendimiento al

disminuir las pérdidas por calor sensible de los humos o gases de escape y

recuperar el calor latente del agua, pues en ocasiones las instalaciones trabajan a

condensación.

2.18 Índice de Wobbe (W)

Se define como el cociente del poder calorífico de un gas entre la raíz cuadrada

de la densidad relativa del gas con respecto al aire. Según se utilice el PCS o el

PCI se hablará de índice de Wobbe superior (Ws) o inferior (Wi), aunque el más

utilizado es el superior.

r

Sd

PCSW (2.16)

El índice de Wobbe es el parámetro más utilizado en intercambiabilidad de gases,

aunque no es el único. Para más información consúltese el capítulo de

intercambiabilidad.

2.19 Bibliografía

[230]. SEDIGAS;. Manual del gas y sus aplicaciones. ISBN: 84-87337-04-X. .

19910000


2.28 gc/L01/c02


20040000

[312]. Rodríguez Pincho, Antonio. Apuntes de Combustibles 2003.. . . 20030000

[314]. Gexcon. Gas Explosion Handbook. Gexcon;.

http://www.gexcon.com/index.php?src=handbook/GEXHBcontents.htm.

19920000

[318]. SEDIGAS. Curso Jefes de Obra.. Sedigas. Módulo 2. Rev 0 /1998. .

20041018

[321]. G&P Engineering Software. PhysProps. PhysProps.

http://gpengineeringsoft.com. 20041019

[348]. Borrás Brucart, E.;. Gas natural. Características, distribución y aplicaciones

industriales.. Editores técnicos asociados. ISBN 84-7146-241-9. Depósito legal:

B. 30.053-1987. . 19870000

Fundamentos Capítulo 3. Gases Combustibles

3.1 gc/L01/c03

3

3 Gases Combustibles

[email protected]


3.2 gc/L01/c03

Tabla de contenido

CAPÍTULO 3. GASES COMBUSTIBLES ................................................................................................... 3.5

3.1 GASES NATURALES .............................................................................................................................. 3.5

3.2 GRISÚ ................................................................................................................................................. 3.12

3.3 GASES LICUADOS DE PETRÓLEO. PROPANO Y BUTANO. .................................................................... 3.13

3.4 AIRE PROPANADO .............................................................................................................................. 3.16

3.5 GASES MANUFACTURADOS ............................................................................................................... 3.17

3.6 HIDRÓGENO ....................................................................................................................................... 3.21

3.7 BIOGÁS ............................................................................................................................................... 3.27

3.8 MONÓXIDO DE CARBONO. CO ........................................................................................................... 3.32

3.9 UN GAS NO COMBUSTIBLE. ANHÍDRIDO CARBÓNICO. DIÓXIDO DE CARBONO. CO2. ......................... 3.33

3.10 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................... 3.34


3.3 gc/L01/c03

Tablas

Tabla 3.1 Características principales de lo combustibles gaseosos: Gas natural y

GLP [263] ........................................................................................................ 3.7

Tabla 3.2 Especificación de características de los GLPs.[RD61/2006] ..................... 3.14

Tabla 3.3 Ejemplos de características de aire propanado para diferentes usos.

[230] .............................................................................................................. 3.16

Tabla 3.4 Diferentes composiciones de gases manufacturados (gas ciudad). ... 3.19

Tabla 3.5 Previsiones de coste de obtención de hidrógeno en el año 2020 según

energía de origen y tecnología.[325] ............................................................ 3.21

Tabla 3.6. Procesos biológicos de obtención de hidrógeno, producción de

hidrógeno por litro de cultivo y hora, y tamaño reactor necesario para

alimentar celda combustible de 5 kW tipo PEM (de membrana de intercambio

de protones) [236] ......................................................................................... 3.26

Tabla 3.7 Composición usual del biogás generado [230] .................................. 3.31

Tabla 3.8 Producción bruta de biogás en el 2003 en la UE y Polonia (ktep) [268]

...................................................................................................................... 3.32

Figuras

Figura 3.1 Cadena energética del gas natural....................................................... 3.5

Figura 3.2 Ciclo de vida del Gas natural. Desde la extracción hasta la distribución.

........................................................................................................................ 3.8

Figura 3.3 Costes orientativos de transporte de petróleo y gas por conducción y

barco. [312] ..................................................................................................... 3.9

Figura 3.4 Esquema de una terminal de GNL. [230] ........................................... 3.10

Figura 3.5 Red de gasoductos de España. 2006 (tercer trimestre) ................... 3.11

Figura 3.6. El penitente portaba una vara para comprobar la existencia de gas.

...................................................................................................................... 3.12

Figura 3.7 Bombonas UD125 (butano), UD110 y UI350 (propano), de izquierda a

derecha. ........................................................................................................ 3.15

Figura 3.8 Esquema de una planta de aire propanado. [230] ............................. 3.17


3.4 gc/L01/c03

Figura 3.9 Esquema de un ciclo combinado de gasificación de biomasa. ......... 3.20

Figura 3.10 El hidrógeno como portador de energía, transporte, almacenamiento y

usos. [325] .................................................................................................... 3.25

Figura 3.11 Comparación de los volúmenes de almacenamiento de 4 kg de

hidrógeno en función del sistema de almacenamiento elegido. .................. 3.27

Figura 3.12 Posibilidades de sustitución de gasolinas con bioetanol. Emilio

Menéndez. [322]........................................................................................... 3.28

Figura 3.13 Proceso de producción de Biodiesel. Mercedes Ballesteros [322] . 3.28

Figura 3.14 Tratamiento y eliminación de R.S.U. en Valdemingomez. Madrid. . 3.29


3.5 gc/L01/c03

Capítulo 3. Gases Combustibles

3.1 Gases naturales

Se denomina gas natural a una mezcla de gases(Tabla 3.1) cuyos componentes

principales son hidrocarburos gaseosos, siendo el metano el componente

principal (proporción superior al 70 %). Los otros componentes que acompañan al

metano son hidrocarburos saturados: etano (C2H6), propano (C3H8), butano

(C4H10), pentano (C5H12) y en algunos casos, pueden haber otros gases como

anhídrido carbónico (CO2), nitrógeno (N2), ácido sulfhídrico (SH2), oxígeno (O2),

hidrógeno (H2), etc...

Figura 3.1 Cadena energética del gas natural.

Dicho gas natural es completamente distinto del gas natural suministrado a los

hogares, debido a que el primer paso dentro del ciclo de vida del gas natural tras

la extracción es su procesado.

Tratamiento

Producción

Exploración

Transporte

Almacenamiento

Distribución

Utilización

GNL

GN

GN

GN

GN

GN

GN

GN

GNL

Upstream

Downstream

TratamientoTratamiento

ProducciónProducción

ExploraciónExploración

TransporteTransporte

AlmacenamientoAlmacenamiento

DistribuciónDistribución

UtilizaciónUtilización

GNLGNL

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNGN

GNLGNL

Upstream

Downstream


3.6 gc/L01/c03

Suele distinguirse entre gas seco (el que no tiene hidrocarburos líquidos) y gas

húmedo (que contiene hidrocarburos líquidos o condensados).

El gas natural se encuentra en la naturaleza en las llamadas “bolsas de gas”,

yacimientos, o reservorios (del inglés “reservoir”), rellenando los poros de las

areniscas o calizas que ejercen la función de “roca almacén”. La roca almacén,

que es porosa y permeable, para poder conservar el gas natural es necesario que

tenga por encima una capa impermeable al gas, que se denomina cobertera.

Simplificando se podría decir que existen los siguientes tipos de yacimientos en

que se encuentra el gas natural:

- Gas natural seco. A lo largo de la extracción sólo se obtiene gas natural.

- Gas natural asociado. Es un yacimiento de petróleo en el que el gas se

encuentra en su parte superior, ya que por densidades la disposición

general de los fluidos es agua, crudo y gas de abajo arriba

respectivamente.

- Gas natural húmedo. Es un yacimiento de un gas natural rico en

compuestos líquidos a presión ambiente, pero que forman parte del gas en

las condiciones de temperatura y presión iniciales del yacimiento. Al

disminuir con la explotación la presión del yacimiento, se va obteniendo un

flujo bifásico gas – líquido.

También es frecuente hablar de gas ácido o dulce dependiendo de si el gas

natural contiene azufre en su composición o no.

No existe una teoría rigurosa de la formación del gas natural, pero existe

consenso en que debió de producirse un proceso análogo al de la formación del

petróleo: descomposición de la materia orgánica por microbios anaerobios, y

condiciones de p y T adecuadas. De hecho se considera que el gas natural se

encontraría a presiones y temperaturas mayores por lo que estos yacimientos

serían la conclusión de algunos yacimientos de petróleo. Esta suposición se basa


3.7 gc/L01/c03

en que petróleo y gas pueden coexistir en un yacimiento, y los yacimientos más

profundos (mayor temperatura y presión) son de gas.

Los otros componentes que acompañan al metano son hidrocarburos saturados

(como etano, propano, butano, etc.) y pequeñas proporciones de otros gases,

como anhídrido carbónico (CO2), nitrógeno y en algún caso ácido sulfhídrico

(SH2), oxígeno e hidrógeno.

El transporte y distribución de gas natural desde los yacimientos hasta los puntos

de consumo se realiza de dos formas:

- mediante canalizaciones de gas

- por transporte y almacenamiento en estado líquido.

Tabla 3.1 Características principales de lo combustibles gaseosos: Gas natural y GLP [263]

Arg

elia

Bar

celo

na

Arz

ew/S

kik

da

Lib

ia B

arce

lon

a

Arg

elia

gas

od

uct

o

Yac

imie

nto

s

nac

ion

ales

Arg

elia

Hu

elv

a

(Arz

ew/E

xC

amel

Co

nex

ión

Fra

nci

a

Pro

pan

o C

om

erci

al

Pro

pan

o A

lta

pu

reza

Bu

tan

o

Metano (% molar) 90,691 87,365 83,60 97,649 89,192 96,696 - - -

Etano(% molar) 7,492 10,963 7,61 0,255 8,200 2,327 0,63 1,10 0,46

Propano(% molar) 0,952 0,611 1,98 0,068 1,622 0,192 87,48 96,25 9,14

Butano(% molar) 0,261 0,056 0,79 0,055 0,496 0,377 11,89 2,65 90,40

Pentano(% molar) 0,017 - 0,23 0,013 0,030 0,010 - - -

Hexano y

superiores (%

molar)

- - 0,12 - - - - - -

Nitrógeno(%

molar) 0,587 0,963 5,69 1,744 - 0,397 - - -

Dióxido de

carbono(% molar) - - - 0,216 - 0,001 - - -

Densidad

(kg/m3(n)) 0,786 0,802 0,843 0,733 0,802 0,744 2,09 2,03 2,62

Densidad relativa 0,607 0,62 0,652 0,567 0,621 0,576 0,162 0,157 2,03

Punto rocío 1 atm

(ºC) -106 -107 - -78 -85 - -47 -45 -2

Factor de

compresibilidad

(z) a 0ºC y 1 atm

0,9971 0,9976 0,9976 0,9981 0,9976 0,9979 0,9987 0,9798 0,9697

PCS te/m3(n) 10,288 10,354 10,104 9,392 10,431 9,776 25,189 24,465 31,138

PCI te/m3(n) 9,222 9,341 9,121 8,445 9,409 8,744 23,161 22,487 28,7

Índice de Woobe

te/m3(n) 13,12 13,147 12,51 12,471 13,242 12,886 19,79 19,525 21,855

Aires 10,12 10,25 10,01 9,31 10,34 9,69 24,61 23,92 30,23


3.8 gc/L01/c03

Arg

elia

Bar

celo

na

Arz

ew/S

kik

da

Lib

ia B

arce

lon

a

Arg

elia

gas

od

uct

o

Yac

imie

nto

s

nac

ion

ales

Arg

elia

Hu

elv

a

(Arz

ew/E

xC

amel

Co

nex

ión

Fra

nci

a

Pro

pan

o C

om

erci

al

Pro

pan

o A

lta

pu

reza

Bu

tan

o

estequiométricos

m3(n)/m3(n) gas

Gases totales de

combustión

estequiométricos

m3(n)/m3(n) gas

11,01 11,14 10,93 10,15 11,23 10,54 26,67 23,93 32,68

CO2 máximo sobre

gases secos % 11,97 12,02 12,03 11,75 14,04 12,03 13,8 13,76 11,83

El gas natural tiene un 0,001 % de azufre aportado por el odorizante: tetrahidrotiofeno.

Figura 3.2 Ciclo de vida del Gas natural. Desde la extracción hasta la distribución.

En general, para distancias inferiores a 4 000 km es más barato el transporte por

gasoductos. La cifra anterior puede reducirse en caso de imperativos técnicos

como son el cruce de mares profundos etc. Los cuales pueden incidir en la

utilización del GNL (gas natural licuado) como forma de transporte de gas natural.

570

GNL

570


3.9 gc/L01/c03

Figura 3.3 Costes orientativos de transporte de petróleo y gas por conducción y barco. [312]

A su vez cada curva de la Figura 3.3 se desdobla en otras. Así por ejemplo es

más caro un gasoducto submarino que uno terrestre, y a su vez entre los

terrestres depende del diámetro, caudal, distancias y terreno (más barato

zanjadora en terreno arenoso y llano, que explosivos en zona rocosa de

montaña). Los valores límite que se utilizan para gasoductos son 48” en

onshore(terrestre) y 200 bar en offshore (submarino).

Por su parte la cadena del GNL desdobla la curva en función del tamaño del

barco.

Para que se produzca el transporte en forma de GNL es necesaria la siguiente

cadena:

- Producción y conducción a la planta de tratamiento.

- Planta de tratamiento y licuación de gas natural;

- Transporte de GNL en barcos metaneros;

- Terminal de recepción, almacenamiento y regasificación.

0

1

2

3

4

5

6

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

$/M

BT

U

Distancia (km)

Gasoducto

Cadena GNL

Oleoducto

Petrolero


3.10 gc/L01/c03

Figura 3.4 Esquema de una terminal de GNL. [230]

a) Licuación del gas natural. El GNL se transporta y almacena en unas

condiciones de 1040 mbar y -163 ºC. El proceso utilizado para la licuación

consiste en enfriar el gas en etapas sucesivas mediante agentes

frigoríficos y un posterior subenfriamiento por expansión del gas.

En el proceso anterior se obtiene GNL con una densidad aproximada de

450 kg/m3, partiendo de un gas natural que aproximadamente tiene 0,776

kg/m3(n), lo cual equivale a reducir su volumen 570 veces respecto al gas

en condiciones normales (coloquialmente se habla de 600 veces en

reducción de volumen y una densidad del GNL mitad que la del agua, es

decir 500 kg/m3).

b) Terminal de recepción, almacenamiento y regasificación. Los barcos

metaneros descargan el GNL en la planta mediante bombas criogénicas.

Una vez almacenado el GNL en tanques criogénicos especialmente

aislados térmicamente, para regasificarlo se siguen los siguientes pasos:

- Compresión del GNL mediante bombas centrífugas;


3.11 gc/L01/c03

- Vaporización del GNL comprimido en intercambiadores de calor.

Figura 3.5 Red de gasoductos de España. 2006 (tercer trimestre)1

La Figura 3.4 muestra el esquema de un terminal de regasificación que utiliza

vaporizadores con agua de mar como fluido térmico. En todo el proceso se

produce una cierta cantidad de GN sobrante mezclado con otros gases no

condensables que es conducida a la antorcha para su incineración. Mediante este

procedimiento se eliminan los gases no deseados.

Como alternativa a la regasificación en la terminal, queda como opción el

transporte de GNL mediante camiones cisterna criogénicos hasta una pequeña

planta de almacenamiento próxima a los puntos de consumo. En estas plantas

satélite tiene lugar un proceso similar al de la Terminal: bombeo del GNL para

aumentar la presión y posterior regasificación. En las plantas satélite lo usual es

1 http://www.cne.es/cne/doc/consumidores/red_gas.pdf


3.12 gc/L01/c03

utilizar gasificadores atmosféricos (es decir por el aire ambiente), con apoyo de un

gasificador de agua caliente para el caso de puntas.

3.2 Grisú

Se conoce con este nombre al gas combustible que resulta de la mezcla de aire

con el metano desorbido por las capas de carbón durante su explotación en

concentraciones dentro de los límites de explosividad. Es causa frecuente de

explosiones en la minería.

Aunque teóricamente fuera del rango de explosividad no se produce la explosión

del grisú es falso considerar que las condiciones son seguras, ya que pueden

producirse zonas de acumulación, elevando la concentración, y zonas de

ventilación disminuyendo la concentración, entrando por tanto en el rango de

explosividad. Hay que recordar que cuanto mayor sea la diferencia de densidades

entre el aire y el gas, más posibilidades haya de que el gas estratifique,

concentrándose en huecos del suelo (dr>1) o en campanas del techo (dr<1).

Habitualmente suele considerarse que hay estratificación cuando la densidad

relativa es un 20 % superior o inferior a la del aire.

Figura 3.6. El penitente portaba una vara para comprobar la existencia de gas.

Ante2 la peligrosidad que suponía ese gas desconocido, se ensayaron diversos

métodos para su detección y eliminación. Así, en Alemania se introducían perros

en las minas que portaban antorchas encendidas, y en Gales era habitual el

2 http://www.amyp.org/Formularios/Lampisteria/LampisteriaTexto.asp?IdLampara=3


3.13 gc/L01/c03

arrojar también antorchas al fondo del pozo, antes de comenzar la jornada. En

algunas minas era frecuente el uso de las llamadas lámparas eternas, que

estaban encendidas permanentemente con la supuesta intención de quemar los

gases a medida que estos se presentaban. Ninguno de estos sistemas consiguió

eliminar el problema, sino que en muchos casos se agravaba el problema.

De Gales proviene la primera referencia escrita (1650) que disponemos del

“penitente” (Figura 3.6). Un hombre, en ocasiones habiendo sido condenado a

muerte por la justicia, recorría las galerías antes de la entrada de los mineros,

portando una larga vara en cuyo extremo permanecía encendida una antorcha,

con el objetivo de ir inflamando los gases que pudieran aparecer en su recorrido.

Ni qué decir tiene que cientos de ellos perecieron a causa de explosiones o

quemaduras mientras efectuaban su peligrosísima tarea. En España, parece ser

que el empleo del penitente se desarrolló en determinas minas asturianas o en las

de carbón de Villanueva del Río (andalucía).

3.3 Gases licuados de petróleo. Propano y Butano.

Se denominan así el propano, el butano y sus mezclas, que se almacenan y

transportan a presión para mantenerlos en estado líquido, de ahí su nombre:

Gases Licuados del Petróleo o GLP.

Estos hidrocarburos están presentes en los crudos y en disolución con el resto de

los componentes del petróleo. Se separan por destilación fraccionada. Algunos

gases naturales contienen propano y butano; en estos casos se suelen extraer

antes de proceder a la distribución del gas natural por tuberías.

Los GLP sufren una desulfuración hasta alcanzar una concentración de azufre

máxima de 50 mg/kg, y una separación en la que se obtienen sus dos productos

más importantes: el butano y el propano comerciales, en los que el componente

mayoritario da nombre al producto. Usualmente suele considerarse que el butano

y el propano comercial son mezclas de ambas sustancias al 80 % y 20 %, siendo

el porcentaje mayor el que da nombre al producto comercial.


3.14 gc/L01/c03

La composición de los GLP viene definida por el RD 61/2006, (BOE 2006-02-17)

en el que se determinan las especificaciones de gasolinas, gasóleos, fuelóleos y

gases licuados del petróleo.

Tabla 3.2 Especificación de características de los GLPs.[RD61/2006]

Propano comercial Butano comercial

C2 < 2,5 (%)v < 2 (%)v

C3 >80 (%)v <20 (%)v

C4 <20 (%)v >80 (%)v

C5 <1,5 (%)v <1,5 (%)v

15ºC [502 kg/m3, 535 kg/m3] >580 kg/m3

Azufre <50 mg/kg <50 mg/kg

PCI 10,8 Mcal/kg 10,7 Mcal/kg

PCS 11,9 Mcal/kg 11,8 Mcal/kg

El transporte y la distribución se pueden efectuar de las siguientes formas:

a) Envases móviles (bombonas): Son recipientes cilíndricos de acero en los que

el producto se almacena a temperatura ambiente, pero a una presión

suficiente para que esté en estado líquido, para aumentar la carga útil. Las

cargas útiles de las bombonas son:

- 6 kg de butano comercial. Una bombona esférica, que facilita su manejo,

aunque al igual que las restantes, su peso vacía es de unos 7 kg, es decir

llena pesa el doble que vacía.

- 12,5 kg de butano comercial (la bombona naranja típica de acero pesa 35

kg llena), utilizado fundamentalmente en el mercado doméstico.

Técnicamente se denomina UD125, y coloquialmente “butanito”.

- 11 kg de propano comercial, utilizado en el mercado doméstico y en el

mercado comercial de pequeño consumo. Técnicamente se denomina

UD110, y coloquialmente “propanito”.

- 35 kg de propano comercial, utilizado en el mercado doméstico de gran

consumo (calefacción + agua caliente + cocina) y en el mercado comercial.


3.15 gc/L01/c03

La bombona es alargada de aproximadamente 3 mm de espesor.

Técnicamente se denomina UI350.

b) Tanques fijos: Tienen distintos volúmenes en función de las necesidades y se

recargan periódicamente mediante camiones cisterna (distribución a granel)

con propano comercial. Se usan en el mercado doméstico (viviendas

individuales y comunidades), mercado comercial e industrial y para

automoción.

c) Redes de distribución: A partir de un tanque fijo o un conjunto de ellos, se

realiza la distribución a cada usuario, doméstico, comercial o industrial,

mediante una red de canalizaciones de distribución.

Figura 3.7 Bombonas UD125 (butano), UD110 y UI350 (propano), de izquierda a derecha.

Tanto las bombonas como los tanques tienen un límite de llenado del 85 % del

máximo geométrico por seguridad. El producto se encuentra líquido en su interior,

pero en equilibrio con su vapor a la temperatura ambiente, para lo cual la presión

en el interior del recipiente aumenta al aumentar la temperatura exterior y

disminuye al disminuir la temperatura exterior siempre buscando el equilibrio

líquido – vapor. Además de la presión, otro efecto que hay que vigilar es la

densidad del producto, que disminuye con el aumento de temperatura, con lo que

disminuye la cámara de vapor, pudiendo llegar a desbordar el producto o incluso

provocar la explosión mecánica del tanque o bombona, fenómeno que se conoce

como BLEVE (boiling liquid expanding vapour explosion), y que tiene

consecuencias todavía peores si encuentra el vapor generado una fuente de

ignición a su paso.


3.16 gc/L01/c03

Tanto el propano como el butano son incoloros e inodoros, por lo que se les

añade unas sales de azufre llamadas mercaptanos (metilmercaptano: CH3-SH)

para darles olor. Su uso está prohibido en sótanos debido a que son más densos

que el aire y por ello hay que disponer su ventilación en la parte inferior de las

paredes.

El butano puede tener su botella en el interior y en el exterior de la casa, mientras

que el propano tiene que estar fuera de la misma obligatoriamente (en una

caseta).

3.4 Aire propanado

Recibe este nombre una mezcla de aire y propano comercial. La proporción de

cada componente en la mezcla (y por tanto el poder calorífico y el índice de

Wobbe) varía en función de su uso. Este tipo de mezclas se utiliza por dos

motivos:

- como complemento o sustitución del gas manufacturado. Ante un aumento

de consumo del gas manufacturado puede ser interesante emplear aire

propanado en lugar de aumentar la capacidad de la planta. La sustitución

comporta reducción de costes al simplificarse el proceso de producción;

- como intercambio con gas natural. Si se prevé que una zona se conectará

con la red de gas natural, puede ser conveniente abastecer inicialmente la

zona con aire propanado (de características diferentes a las del caso

anterior). En estados unidos también se utiliza esta opción como apoyo en

puntos de consumo, en instalaciones de descrestado de puntas de

consumo (peak shaving).

Tabla 3.3 Ejemplos de características de aire propanado para diferentes usos. [230]

Aire propanado como %Propano

comercial % aire

PCS

MJ/m3(n)

Densidad

relativa

complemento de gas

manufacturado 27,1 72,8 27,21 1,14

Intercambio con gas natural 56,3 43,7 56,52 1,3


3.17 gc/L01/c03

En el primer caso se trata de aire propanado de bajo índice de Wobbe y en el

segundo de alto índice de Wobbe.

Figura 3.8 Esquema de una planta de aire propanado. [230]

Una vez realizada la mezcla en una planta, el gas se distribuye hasta los puntos

de consumo mediante canalizaciones similares a las utilizadas para el resto de

gases combustibles.

El aire propanado a veces se denomina X/Y, como por ejemplo 80/20. Esto

significa, si no se especifica otra cosa, X % de propano e Y % de aire.

3.5 Gases Manufacturados

Bajo este nombre genérico se incluyen los diferentes gases combustibles que se

fabrican a partir de otras materias primas y que suelen distribuirse mediante una

red de tuberías, desde la fábrica de gas hasta los consumidores. También se

suele denominar gas ciudad.


3.18 gc/L01/c03

Históricamente se ha obtenido el gas manufacturado utilizando carbón como

materia prima, mediante los procesos de destilación de la hulla: gas de hulla y

gasificación del carbón con vapor de agua: gas de agua.

Se utilizaban dos procesos de producción (para más información véase el

apartado de gasificación):

- Oxidación parcial. La ventaja principal de este proceso es que admite como

alimentación cualquier hidrocarburo, desde gas natural hasta crudo

petrolífero o cualquiera de sus fracciones. La gasificación se lleva a cabo

mediante la reacción del hidrocarburo con oxígeno y agua a altas

temperaturas (entre 1100 ºC y 1500 ºC). En la reacción que tiene lugar se

produce monóxido de carbono, tóxico.

- Reformado catalítico. El gas obtenido en la primera fase del proceso es una

mezcla de monóxido de carbono e hidrógeno, según la siguiente reacción:

CnHm + nH2O nCO + (n + m/2) H2

Esta reacción es endotérmica y se lleva a cabo de forma continua en el

interior de unos tubos que contienen el catalizador y que son calentados

desde el exterior mediante mecheros. La reacción se realiza a 800 ºC.

Para producir el gas ciudad se precisa una segunda etapa en la que el

gas se enfría hasta unos 380 ºC y se hace reaccionar con más vapor de

agua en un lecho de catalizador según:

CO + H2O CO2 + H2

En otras etapas se elimina una parte del CO2 y otra parte reacciona con el

hidrógeno para producir metano:

CO2 + 4 H2 CH4 + 2 H2O


3.19 gc/L01/c03

Cuando la materia prima utilizada son naftas ligeras, se necesita una

desulfuración previa de la nafta, ya que el azufre envenena los

catalizadores, impidiendo que se produzcan las diferentes reacciones.

El gas producido es inodoro, por lo que se le añade tetrahidrotiofeno

(THT) como odorizante en pequeñas cantidades 20 mg/m3(n).

Como materias primas (CnHm) se han utilizado históricamente: carbón,

naftas de petróleo y gas natural.

Tabla 3.4 Diferentes composiciones de gases manufacturados (gas ciudad).

Proceso Componente PCS

kJ/m3(n) Densidad relativa CH4 C2H6 H2 CO CO2 N2

Reformado catalítico de naftas con vapor

26,8 0,4 49,0 2,8 21,0 - 17 556 0,53

Reformado catalítico de GN con vapor

22,4 0,9 59,6 3,2 13,7 0,2 17 556 0,42

Reformado catalítico de GN con aire y vapor

25,4 2,0 46,3 2,5 11,2 12,6 17 556 0,53

Este tipo de gases está prácticamente en desuso y en vías de desaparición en

nuestro país al irse sustituyendo por gas natural.

Dado que el consumo no es constante a lo largo del día, se precisa un

almacenamiento en gasómetros que adecue la producción constante a la

demanda variable. La distribución se efectúa por tuberías desde la fábrica de gas

hasta los puntos de consumo.

Otro posible medio de obtención de gas sintético es el proceso de gasificación de

carbón, derivados del petróleo (naftas, coque, fueloil), o residuos orgánicos

(biomasa) con el fin de transformarlo en un combustible gaseoso, o gas de

síntesis (syngas), compuesto fundamentalmente por CO y H2 con pequeñas

cantidades variables de CO2 y CH4.


3.20 gc/L01/c03

Figura 3.9 Esquema de un ciclo combinado de gasificación de biomasa3.

Hay que distinguir el biogás, compuesto principalmente por CH4 y CO2 del gas

obtenido mediante gasificación de biomasa (por lo que a veces se denomina

también biogás), que está compuesto fundamentalmente por H2 y CO

(denominado gas sintético o Syngas). La gasificación de biomasa se realiza en

dos procesos:

- Pirólisis. Liberación de los componentes volátiles del combustible a

temperaturas inferiores a 600 ºC: hidrocarburos gaseosos, hidrógeno, CO,

CO2. Este proceso juega un papel más importante que en el caso del

carbón debido a que los componentes volátiles son mayores en los

biocombustibles. Es un proceso endotérmico sostenido por la gasificación

exotérmica posterior.

- Gasificación clásica mediante vapor y/o combustión con defecto de aire.

Para ver procesos de obtención del biogás, consúltese el capítulo de gasificación.

3 http://www.eere.energy.gov U.S. Department of Energy. Energy Efficiency and Renewable

Energy.


3.21 gc/L01/c03

3.6 Hidrógeno

El hidrógeno es el elemento más abundante en el universo y sin embargo en la

Tierra raramente se encuentra en estado libre. La energía radiante que

procedente del Sol recibimos en nuestro planeta, se debe a las reacciones de

fusión de los átomos de hidrógeno formando átomos de helio y desprendiendo

calor. Esta energía estelar es uno de los factores fundamentales que permiten el

mantenimiento de la vida en la Tierra, y por tanto, suele decirse que todas las

energías naturales de la tierra provienen del sol (excepto la geotérmica y la

maremotriz).

El hidrógeno es un gas incoloro, inodoro e insípido de muy baja densidad (su

densidad relativa respecto al aire es de 0,069).

En ocasiones se encuentra asociado a algunos metales que tienen la propiedad

de adsorberlo: platino, paladio, tántalo,… Esta característica se está observando

con interés para las etapas de transporte.

El hidrógeno permite obtener llamas de elevada temperatura, y empleando

oxígeno puro como comburente se consiguen temperaturas de llama de 2 400 ºC.

Mediante sopletes especiales (que precisan de electrodos de tungsteno para

provocar la ionización de la corriente de hidrógeno molecular) se consiguen

temperaturas de hasta 4000 ºC. Este tipo de sopletes dan lugar a la aparición de

hidrógeno atómico (H), que es mucho más reactivo que el hidrógeno molecular

(H2).

Existen varios métodos de obtención del hidrógeno, siendo el reformado de gas

natural el método de obtención más barato actualmente.

Tabla 3.5 Previsiones de coste de obtención de hidrógeno en el año 2020 según energía de origen y

tecnología.[325]

Tecnología Coste $/GJ año 2020

Gasolina/diesel 6-8

Gas natural 3-5


3.22 gc/L01/c03

Tecnología Coste $/GJ año 2020

Gas natural y CCS (CO2

capture and storage) 7-11

Carbón y CCS 8-11

Biomasa. Gasificación 10-18

Eólica terrestre 17-23

Eólica marina 22-30

Electricidad solar térmica. 27-35

Electricidad solar fotovoltaica. 47-75

Electricidad nuclear. 15-20

Cogeneración nuclear HTGR

(High Temperature Gas

Cooled Reactor)

10-25

El hidrógeno también se puede obtener como subproducto en la fabricación de

hidróxido sódico, mediante electrólisis de una disolución salina. La electrólisis del

cloruro sódico en medio acuoso da lugar a la formación de hidróxido sódico y al

desprendimiento de cloro e hidrógeno gaseosos.

El hidrógeno puede producirse por varios procesos, tal como se ha comentado

(electrolisis del agua, reformado catalítico de compuestos orgánicos ricos en

hidrógeno, o procesos biológicos), aunque actualmente la producción

predominante (en torno al 95 % de todo el hidrógeno producido) es mediante

reformado con vapor del gas natural (metano, CH4), y mediante electrolisis del

agua (H2O, el otro 5 %).

La producción biológica de hidrógeno presenta un amplio rango de posibilidades,

incluyendo la denominada biofotólisis directa, biofotólisis indirecta, foto-

fermentación, y fermentación oscura.

La biofotólisis consiste en la producción de hidrógeno gracias al uso de algas

verdes que utilizan la energía solar para disociar las moléculas de agua en


3.23 gc/L01/c03

hidrógeno y oxígeno. Según las características del proceso se desarrolla una

biofotólisis directa o indirecta.

En la fotofermentación se aprovechan las vías catabólicas de las bacterias no

sulfuradas fotoheterótrofas para obtener hidrógeno a partir de residuos de

compuestos orgánicos. Existen otras bacterias pertenecientes a la gigantesca

familia Rhodospirillaceae que pueden desarrollarse en ausencia de luz usando

monóxido de carbono para generar ATP y liberando hidrógeno molecular y dióxido

de carbono.

Las tecnologías del biohidrógeno son aún muy recientes, y su desarrollo debe ir

encaminado a aumentar los ritmos de obtención de hidrógeno y reducir las

dimensiones de los dispositivos.

A nivel internacional se estima que el hidrógeno jugará un importante papel en los

posibles escenarios energéticos del futuro. Se llega incluso a plantear una

sociedad cuya energía final consumida sea únicamente electricidad e hidrógeno.

La sostenibilidad del sistema dependerá de las energías primarias utilizadas.

El hidrógeno es una “energía limpia” en la medida en que lo sea su producción.

En este sentido puede considerarse al hidrógeno como un “portador de energía”,

al igual que lo es la electricidad, ya que es un medio de transporte de la misma,

puesto que tanto el hidrógeno como la electricidad hay que producirlos a partir de

otras energías primarias. La ventaja del hidrógeno frente a la electricidad, y de

ahí el porqué lo complementa, es que se puede almacenar, mientras que la

electricidad no (al menos no en grandes cantidades y de forma económica).

La electricidad y el hidrógeno tienen la cualidad de ser intercambiables, pues

existe tecnología sobradamente conocida para convertir electricidad en hidrógeno

y viceversa. Es por ello que los esfuerzos se deben centrar en la producción

“limpia” de hidrógeno y electricidad, como por ejemplo:

- la fusión (el modelo de producción de energía de las estrellas) es una

tecnología no viable industrialmente que a lo largo de los años siempre se


3.24 gc/L01/c03

dice que estará disponible “dentro de 40 años”. A pesar de ser el sistema

de producción de energía eléctrica “ideal”, ya que no está actualmente

desarrollada en el ámbito industrial, habrá que asegurar el futuro pensando

en otras alternativas reales.

- la fisión. Las centrales nucleares que tantos ataques han sufrido desde el

ámbito medioambiental y de seguridad, son no sólo necesarias, sino

insustituibles en el vector energético actual y futuro.

- energías renovables. Salvo la energía hidráulica las energías renovables

son energías caras y de producción de medianas o pequeñas potencias.

Son energías que hay que desarrollar y que tienen un impacto social y

medioambiental muy beneficioso. De todas formas, teniendo en cuenta que

la demanda energética está creciendo por encima del de implantación de

estas tecnologías es más factible pensar en una participación marginal en

la producción de energía más que en un sistema basado exclusivamente

en ellas.

- biohidrógeno. La generación de hidrógeno por medios biológicos

(bacterias) es una tecnología que está empezando. Actualmente hay que

superar grandes barreras para hacer viable ésta tecnología, como la

separación de gases, llegar a escalas que permitan una producción de H2

suficiente para alimentar una pila de combustible para un hogar, y disminuir

el coste y el volumen necesario de los reactores.

- hidrógeno solar. Basa la producción de hidrógeno en celdas electrolíticas

con un fotoánodo (compuesto por óxidos de semiconductores, como el

TiO2), excitado por los fotones del sol que crean los pares electrón – hueco

(como en las celdas fotovoltáicas), pero con un material mucho más barato.

En la actualidad se utiliza el hidrógeno en multitud de procesos industriales, sin

embargo su papel hasta ahora ha sido el de un componente más de los que

intervienen en estos procesos. Por el contrario, lo que está emergiendo en el

momento presente es la utilización del hidrógeno como nuevo vector energético

que permita un desarrollo compatible con el respeto al medioambiente.


3.25 gc/L01/c03

Figura 3.10 El hidrógeno como portador de energía, transporte, almacenamiento y usos. [325]

La energía del hidrógeno presenta un conjunto de problemas que es necesario

solventar. Al día de hoy no resulta fácil producir grandes cantidades de hidrógeno

de forma eficiente y a precios razonables usando energías no fósiles. Dada la

naturaleza del hidrógeno es necesario desarrollar sistemas eficaces para su

almacenamiento y transporte. Hay que realizar e implantar la normativa necesaria

para el uso seguro del hidrógeno en todo tipo de aplicaciones. Es preciso mejorar

la tecnología de las pilas de combustible para comercializarlas extensivamente en

su aplicación al sector transporte, en generación estacionaria o en electrónica

portátil.

Respecto a la producción biológica del hidrógeno se están realizando

investigaciones que están obteniendo resultados muy espectaculares y

esperanzadores (Tabla 3.6). Buen ejemplo de ello es el biorreactor construido por

la investigadora Suellen Van Ooteghem en el National Energy Technology

Laboratory de Morgantown, EE.UU. El biorreactor contiene unas bacterias muy

peculiares de la cepa Thermotoga neapolitana. Son bacterias extremófilas cuya

mayor eficacia se obtiene a la alta temperatura de 75 ºC, por lo que no es

necesario esterilizar nada ya que las altas temperaturas matan al resto de

microorganismos. Además, esas bacterias no necesitan azúcares como nutriente

inicial y origen del hidrógeno, sino urea, un subproducto muy barato de las plantas


3.26 gc/L01/c03

de tratamiento de aguas residuales. El proceso de producción del hidrógeno no es

una fermentación, es decir, no necesitan condiciones anaerobias, sino que lo

pueden realizar en presencia de oxígeno. Y el rendimiento obtenido es casi

increíble: en un biorreactor continuo de 14 litros la Dra. Van Oothegen dice haber

obtenido una producción de hasta 8 litros por hora de hidrógeno, con una pureza

del 80%. Por tanto, parece que será muy factible el escalado industrial del

proceso.

Tabla 3.6. Procesos biológicos de obtención de hidrógeno, producción de hidrógeno por litro de cultivo

y hora, y tamaño reactor necesario para alimentar celda combustible de 5 kW tipo PEM (de

membrana de intercambio de protones) [236]

Nombre Proceso Producción

(mmol H2 / (l x h)

Tamaño reactor

(litros)

Biofotólisis directa 2 H2O + luz solar 2 H2 + O2 0,07 1,71 x 106

Biofotólisis indirecta 12 H2O + 6 CO2 + luz solar C6H12O6 + 6

O2

C6H12O6 + 12 H2O + luz solar 12 H2 + 6

CO2

0,355 3,37 x 105

Foto-fermentación C6H12O6 + 12 H2O + luz solar 12 H2 + 6

CO2 0,16 7,58 x 105

Bacterias

biofotoheterotrópicas

CO (g) + H2O (l) CO2 (g) + H2 (g)

G=-20 (kJ/mol) 96,0 1,25 x 103

Fermentación oscura C6H12O6 + 2 H2O 2CH3COOH + 4 H2 + 2

CO2

ó

C6H12O6 + 2 H2O 2CH2CH2CH2COOH +

2 H2 + 2 CO2

8,4 a 121,0 9,89 x 102 a 5,70

x 103

Los estudios actuales de almacenamiento y transporte de hidrógeno van

enfocados hacia:

- almacenamiento gaseoso a presión,

- almacenamiento líquido a presión,

- almacenamiento en hidruros metálicos,

- almacenamiento por adsorción en compuestos de carbono.


3.27 gc/L01/c03

Figura 3.11 Comparación de los volúmenes de almacenamiento de 4 kg de hidrógeno en función del

sistema de almacenamiento elegido.

3.7 Biogás

Con el término biogás se designa a la mezcla de gases resultantes de la

descomposición de la materia orgánica realizada por acción bacteriana en

condiciones anaerobias.

Para transformar la biomasa en energía almacenable (líquidos y gases) se

emplean dos tratamientos biológicos:

- La fermentación aerobia, que se efectúa en presencia de aire, y se utiliza

para la producción de alcohol líquido, principalmente. La materia prima es

vegetal: centenos, colzas, girasol, algas, residuos forestales. El producto

obtenido es el bioetanol(Figura 3.12). Brasil fue el país pionero en la

utilización del bioetanol, al que se sumaron EEUU y Suecia. El etanol se

puede utilizar como una materia prima necesaria dentro del proceso de

fabricación de biodiesel (Figura 3.13).

- La fermentación anaerobia, o digestión, que exige un ambiente exento de

oxígeno y que produce el biogás (gas). La materia prima es mucho más

flexible: residuos vegetales, residuos de matadero, residuos orgánicos de

hospital,…


3.28 gc/L01/c03

Bioetanol Aditivo a la gasolina

Mezcla con gasolina

Sustituto de la gasolina

ETBE

(100%)

(5%)

(20%)

Motores acondicionados

Aporte oxigenado

Figura 3.12 Posibilidades de sustitución de gasolinas con bioetanol. Emilio Menéndez. [322]

COLZA

TRITURACIÓN

ACEITE

TRANSESTERIFICACIÓN

GLICERINA EN BRUTO GLICERINA PURA

ESTER MOTORES

DIESEL

METANOL O

ETANOL

TORTA

Figura 3.13 Proceso de producción de Biodiesel. Mercedes Ballesteros [322]

El proceso de la digestión consiste en un ataque por parte de bacterias que

aumentan la acidez del medio a partir del consumo de la materia orgánica,

generando ácidos orgánicos (R-COOH) y alcoholes (R-OH). Precisamente a partir

de dichas sustancias COOH y OH se obtienen los gases presentes en el biogás,

compuesto fundamentalmente de CH4 , CO2 y algo de H2.

El biogás se produce en un recipiente cerrado o tanque denominado biodigestor el

cual puede ser construido con diversos materiales como ladrillo y cemento, metal

o plástico. El biodigestor, de forma cilíndrica o esférica posee un conducto de

entrada a través del cual se suministra la materia orgánica (por ejemplo, estiércol

animal o humano, las aguas sucias de las ciudades, residuos de matadero) en


3.29 gc/L01/c03

forma conjunta con agua, y un conducto de salida en el cual el material ya

digerido por acción bacteriana abandona el biodigestor.

Figura 3.14 Tratamiento y eliminación de R.S.U. en Valdemingomez. Madrid.4

Los materiales que ingresan y abandonan el biodigestor se denominan afluente y

efluente respectivamente. El proceso de digestión que ocurre en el interior del

biodigestor libera la energía química contenida en la materia orgánica, la cual se

convierte en biogás. El método convencional de digestión anaerobia dura entre 60

4 http://www.mambiente.munimadrid.es


3.30 gc/L01/c03

y 90 días. Existe una digestión acelerada, que incorpora un sistema de

calefacción regulado, que consigue degradar la materia orgánica en 20 días.

Como anécdota hay que comentar que en el petrolero Prestige se procedió en el

2004 a inocular bacterias en sustancias orgánicas en el pecio de proa en el que

han quedado 700 toneladas de petróleo. El motivo es que por la gran profundidad

(4 000 m) y la dificultad de acceder a dicha zona se ha decidido que sean las

bacterias las que, en dicho espacio cerrado y carente de oxígeno, se encarguen

de consumir el crudo en los 14 años que se ha estimado durará el proceso.

Existe una alternativa a la visión del digestor tradicional, la cual se ejecutó en el

vertedero de Valdemingómez en Madrid, que consiste en el enterramiento del

material, una infraestructura para recuperar el gas según se vaya generando para

producir electricidad. El recubrimiento está totalmente disimulado mediante una

cubierta vegetal5.

Hay que tener en cuenta que aproximadamente la producción de basuras se cifra

en 750 gramos por habitante y día. Ello conlleva que en una ciudad como Madrid,

con 3,5 millones de habitantes censados se producen 2500 toneladas al día de

basura. La posibilidad de ofrecer salidas energéticas a producciones tan grandes

da una salida ecológica a las mismas.

Respecto a las depuradoras también es posible estimar la obtención de biogás en

unos 10 a 14 litros por habitante y día, con un gas de aproximadamente el 50 %

de metano (unos 4700 kcal/Nm3).

Los principales componentes del biogás son el metano (CH4) y el dióxido de

carbono (CO2). Aunque la composición del biogás varía de acuerdo a la biomasa

utilizada, su composición aproximada se presenta en la Tabla 3.7.

5 http://www.mambiente.munimadrid.es/nuevo_residuos/3.11Valdemingomez.htm


3.31 gc/L01/c03

El metano, principal componente del biogás, es el gas que le confiere las

características combustibles al mismo. El valor energético del biogás por lo tanto

estará determinado por la concentración de metano - alrededor de 20 MJ/m3,

comparado con 33 MJ/m3 a 38 MJ/m3 para el gas natural.

Tabla 3.7 Composición usual del biogás generado [230]

% volumen

Metano CH4 50 a 70

Dióxido de carbono CO2 35 a 40

Hidrógeno H2 1 a 3

Monóxido de carbono CO 0 a 0,1

Oxígeno O2 0,1 a 1

Nitrógeno N2 0,5 a 3

Gases diversos H2S; NH3; 1 a 5

A pequeña y mediana escala, el biogás ha sido utilizado en la mayor parte de los

casos para cocinar en combustión directa en estufas simples. Sin embargo,

también puede ser utilizado para iluminación, para calefacción y como reemplazo

de la gasolina o el combustible diesel en motores de combustión interna.

La utilización de los biodigestores además de permitir la producción de biogás

ofrece enormes ventajas para la transformación de desechos:

- Mejora la capacidad fertilizante del estiércol. Todos los nutrientes tales

como nitrógeno, fósforo, potasio, magnesio así como los elementos

menores son conservados en el efluente. En el caso del nitrógeno, buena

parte del mismo, presente en el estiércol en forma de macromoléculas es

convertido a formas más simples como amonio (NH4+), las cuales pueden

ser aprovechadas directamente por la planta. Debe notarse que en los

casos en que el estiércol es secado al medio ambiente, se pierde alrededor

de un 50% del nitrógeno (Hohlfeld y Sasse 1986).

- El efluente es mucho menos oloroso que el afluente.

- Control de patógenos. Aunque el nivel de destrucción de patógenos variará

de acuerdo a factores como temperatura y tiempo de retención, se ha


3.32 gc/L01/c03

demostrado experimentalmente que alrededor del 85% de los patógenos

no sobreviven el proceso de biodigestión (Hohlfeld y Sasse 1986). En

condiciones de laboratorio, con temperaturas de 35 ºC los coliformes

fecales fueron reducidos en 50 % – 70 % y los hongos en 95 % en 24

horas (Marchaim 1992).

Tabla 3.8 Producción bruta de biogás en el 2003 en la UE y Polonia (ktep) [268]

País (ktep)

Gran Bretaña 1.151

Alemania 685

Francia 322

España 257

Italia 155

Países Bajos 154

Suecia 147

Otros países de la UE 348

Total UE 3.219

Polonia 72

Se puede cifrar el rendimiento del biogás entre los 300 y los 800 litros de gas por

kilogramo de materia orgánica seca. Hay que insistir en la unidad anterior: seca,

pues la materia orgánica es habitual que tenga más de un 40 % de humedad.

Si se obtiene el biogás de excrementos o purines de animales, se puede cifrar la

producción de gas en 4,7 kWh/(día animal) para el ganado de engorda, 8,85

kWh/(día animal) para el ganado lechero y 9,85 kWh/(día animal) en el caso de

los puercos[322].

3.8 Monóxido de carbono. CO

Gas incoloro, inodoro e insípido, muy poco soluble en agua. Su temperatura

crítica es -139 ºC y su presión crítica es 35 atm.

Es un gran reductor por lo que se utiliza en metalurgia reduciendo óxidos

metálicos a temperaturas elevadas. Si se hace pasar a través de hulla o coque

ardiendo una cantidad limitada de aire, se obtiene una mezcla combustible de CO

(25 %), N2 (70%) y CO2 (5%) que se llama gas de aire, gas pobre o gas de

gasógeno, que se emplea en la industria como combustible, sin cenizas.


3.33 gc/L01/c03

La llama azul radiante que se observa sobre un fuego de carbón es debida al CO

que arde y se convierte en CO2 según:

CO + 1/2 O2 CO2

Cuando el CO2 que se forma por la combustión de carbón en su parte inferior se

pone en contacto con el carbón al rojo de las capas superiores, se forma CO:

C + CO2 2 CO.

Si en vez de aire se hace pasar vapor de agua a través de una capa de hulla o

coque incandescente, se produce gas de síntesis o gas de agua CO + H2 según la

reacción endotérmica:

C + H2O H2 + CO -125 kJ/mol

Los gases de escape de los motores de combustión interna, particularmente los

de automóvil, contienen del 1% a 8 % de CO, a causa de su combustión

incompleta. La proporción depende de la “riqueza de la mezcla”. Incluso al aire

libre, en calles estrechas de ciudades con mucha circulación de vehículos, la

cantidad de CO en el aire puede acercarse al límite peligroso. El problema es más

serio en garajes particulares de reducidas dimensiones; se ha calculado que un

motor de 20 CV produce 30 l de CO /min. Esta concentración es suficiente para

hacer mortal en 5 minutos la atmósfera de un garaje pequeño que esté cerrado y

con el motor en marcha, de tal forma que al respirar esta atmósfera, el

envenenamiento se produce sin remedio.

3.9 Un gas no combustible. Anhídrido carbónico. Dióxido de carbono. CO2.

No es combustible, pero se produce en la combustión de todos los combustibles

fósiles. Por eso se considera aquí, para conocer las características de dicho gas.

Gas incoloro, inodoro, casi vez y media más denso que el aire (44 kg/kmol : 28,8

kg/kmol = 1,52). La temperatura crítica es de 31,1 ºC y la presión crítica de 73

atm. Debido a su temperatura crítica, puede licuarse a la temperatura ambiente y

conservarse líquido en los tubos resistentes de acero. Si el líquido se deja fluir en


3.34 gc/L01/c03

un saco de tela, la disminución de presión hace que parte del líquido se evapore,

y como se absorbe calor, como calor latente de vaporización, el resto se enfría

solidificándose en una masa blanca nívea, conocida como nieve carbónica o hielo

seco, porque no deja residuo líquido, a diferencia del hielo.

Es bastante soluble en agua: 1 litro de agua disuelve otro de CO2 a presión

atmosférica. La cantidad que se disuelve en un volumen dado de agua a una

determinada temperatura varía con la presión parcial del gas. Ley de Henry C = k

. p, donde c es la concentración del gas en el líquido y p la presión parcial del gas,

y k la constante de Henry. En este proceso se forma ácido carbónico, ácido débil.

El CO2 no arde ni mantiene la combustión de la materia orgánica; debido a ello se

utiliza en disoluciones para extinguir incendios (nieve carbónica).

Cuando se hace pasar CO2 a través de una capa de carbón incandescente, se

forma monóxido de carbono:

C + CO2 2 CO – 167 kJ/mol ,

reacción conocida como reacción reversible de Bouduard. A 1 atmósfera y 800 ºC

se forma 94 % de CO y es prácticamente completa por encima de los 1000 ºC. El

CO2 no es venenoso; pero si está muy concentrado produce asfixia (falta de

oxígeno).

3.10 Bibliografía

[223]. Cook, Earl;. Man, Energy, Society. Freeman. ISBN 0-7167-0725-X; ISBN0-

7167-0724-1 pbk; 1976. . 19760000


19910000

[233]. CNE;. Información sobre el Mercado del Gas y red básica de gasoductos y

transporte secundario.. CNE;. http://www.cne.es/mercado_gas.html. 20040700

[236]. Levina, David B.; Pitt, Lawrence; Love, Murray;. Biohydrogen production:

prospectsand limitationsto practical application. International Journal of

Hydrogen Energy 29 (2004) 173 – 185. . 20040920


3.35 gc/L01/c03

[237]. . Natural gas.. . http://www.naturalgas.org/. 20040000

[263]. CNE;. Boletín Mensual de estadísticas de gas natural;. .

http://www.cne.es/pdf/IAP_gasJul.pdf. 20040700

[268]. eufores. Biogas barometer. Biogas Europe Barometer. August 2004..

http://www.eufores.org/proj_eurobserv.htm. 20040800


[322]. Querol, Enrique; Sánchez Iñarejos, Juan José; Merino Sanz, María

Victoria;. Residuos Agrícolas Aprovechables Energéticamente.. Trabajo 2º

curso doctorado.. . 20010912

[325]. Haug, Marianne;. Renewables and Hydrogen - the extra dimensions in our

energy future.. IEA. Agencia internacional de la energía. EEUU..

http://www.iea.org/dbtw-wpd/Textbase/speech/2003/haug/brussels.pdf.

20030000

[625]. Alonso Suárez, Alejandro;. Desarrollo y Evolución de las Redes de gas.

CNE;. http://www.ariae.org/pdf/CursoRegulacionColombia/ponencias/CNE-

%20Espa%F1a/CNE_Alejandro%20Alonso/AAS_%20Transporte,%20distribuci

%F3n.ppt#0. 20051124


3.36 gc/L01/c03

Fundamentos de Combustibles Gaseosos. Capítulo 4. Intercambiabilidad

4.1 gc/L01/c04

4

4 Intercambiabilidad

[email protected]


4.2 gc/L01/c04


4.3 gc/L01/c04

Tabla de contenido

4 INTERCAMBIABILIDAD ...................................................................................................................... 1

CAPÍTULO 4. INTERCAMBIABILIDAD ...................................................................................................... 6

4.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 6

4.2 CRITERIO AGA ................................................................................................................................... 7

4.3 CRITERIO WEAVER / BUREAU OF MINES .......................................................................................... 14

4.4 CRITERIO DE DELBOURG .................................................................................................................. 16

4.4.1 Índice de Wobbe (W) .................................................................................................................... 7

4.4.2 Índice de Wobbe corregido......................................................................................................... 23

4.4.2.1 Determinación de K1. Primera familia. ....................................................................................... 23

4.4.2.2 Determinación de K1. Segunda familia. ...................................................................................... 24

4.4.2.3 Determinación de K2. Primera familia. ....................................................................................... 25

4.4.2.4 Determinación de K2. Segunda familia. ...................................................................................... 26

4.4.3 Potencial de combustión de Delbourg (C) ................................................................................. 26

4.5 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................. 31


4.4 gc/L01/c04

Tablas

Tabla 4.1 Hoja de cálculo de intercambiabilidad AGA. [642] y propio ............................ 9

Tabla 4.2 Límites de intercambiabilidad en función de los índices de

intercambiabilidad AGA. .................................................................................. 11

Tabla 4.3 Códigos AGA de las llamas [648] .......................................................... 12

Tabla 4.4 Índices Weaver de intercambiabilidad. .................................................. 14

Tabla 4.5 Valores requeridos por Weaver para cálculo velocidad combustión.[642] y

[648] ................................................................................................................... 15

Tabla 4.6 Constante a de la ecuación de Delbourg para distintos hidrocarburos . 27

Figuras

Figura 4.1 Relación entre los Índices AGA y el índice de Wobbe. [642] ............... 11

Figura 4.2 Relación entre los índices Weaver y el índice de Wobbe. ................... 16

Figura 4.3 Diagrama de intercambiabilidad función del potencial de combustión C

de Delbourg y el índice de Wobbe corregido Wcorregido kcal/m3(n). [230] ....... 18

Figura 4.4 Diagrama de intercambiabilidad de Delbourg de un quemador[353]. .... 21

Figura 4.5 Diagrama de Delbourg para un quemador doméstico ......................... 22

Figura 4.6 Valor del coeficiente K1 de corrección del índice de Wobbe para los

gases de la primera familia como función del contenido de H2, CnHm, CO2 en

% y el PCS en kcal/m3(n). [230] [353] ............................................................ 24


gases de la segunda familia como función del PCS en Mcal/m3(n). [230]

[353] ................................................................................................................. 25


gases de la primera familia como función del contenido de O2 en %, y el PCS

en kcal/m3(n). [230] [353] ................................................................................ 25


gases de la segunda familia como función del contenido de CO, O2, CO2 en

% y el PCS en kcal/m3(n) [230] [353] .............................................................. 26

Figura 4.10 Valores del coeficiente U para la primera familia en función del

contenido de O2 en % y el PCS en kcal/m3(n) [230] [353] ............................. 28


4.5 gc/L01/c04

Figura 4.11 Valores del coeficiente U para la segunda familia en función del

contenido de O2 en % y el PCS en kcal/m3(n) [230] [353] ............................. 28

Figura 4.12 Valores del coeficiente V para la primera familia como función del

contenido de H2 en %. [230] [353] ................................................................... 29

Figura 4.13 Valores del coeficiente V para la segunda familia como función del

índice de Wobbe corregido en kcal/m3(n). [230] [353] ................................... 29


4.6 gc/L01/c04

Capítulo 4. Intercambiabilidad

4.1 Introducción

Debido a la dificultad de mantener constante la composición del gas utilizado en

una red o en una instalación es necesario establecer criterios que permitan

discernir si un determinado gas es válido o no para una instalación, sin que ésta

varíe en nada más que en el gas suministrado.

Así, dos gases se dicen intercambiables, cuando se pueden utilizar

indistintamente uno u otro en una misma red o instalación sin modificar ésta. Es

decir en las mismas condiciones de caudal y presión, sin necesidad de realizar

ningún reglaje ni alteración en el sistema.

Así, la red de gasoductos de España, alimentada por gases naturales de diferente

procedencia, que además son importados en forma líquida y gas, debe asegurar

que el gas que se inyecte en la red no será causa de problemas para la ingente

cantidad de usuarios.

También a nivel de instalación es importante asegurar el funcionamiento correcto

de la instalación y conocer si funcionará bien para la composición variable de un

combustible generado en la propia instalación. Así por ejemplo el gas de refinería,

que es un gas de composición variable, pues depende del modo de operación

concreto de los distintos procesos del complejo industrial, tiene que saberse

cuando la composición permite su aprovechamiento o es necesario llevar los

gases a la antorcha.

El estudio de la intercambiabilidad es muy importante para aquellos casos en que

pueda haber una variación en la composición del gas utilizado, como por ejemplo

cuando se cambia de país de origen de GNL, o se plantea la compatibilidad de

suministro a una red de gasoductos alimentado por países diferentes, o cuando

se utiliza como combustible un gas residual de un proceso, que es por naturaleza

cambiante en composición (una refinería, un horno alto, una industria química,…).


4.7 gc/L01/c04

En España y Europa, el parámetro que se utiliza mayoritariamente para el estudio

de la intercambiabilidad es el índice de Wobbe junto con la densidad relativa. Así

la norma EN 437, define 3 familias de gases, y dentro de ellas varios grupos. De

tal forma, el gas natural utilizado en España pertenece a la familia 2, grupo H.

El estudio de intercambiabilidad se basa, en este caso, en el estudio de los

aparatos con varios gases y varias presiones de utilización para delimitar los

márgenes de estabilidad en la combustión del aparato, evitando los 4 problemas

fundamentales: combustión no higiénica, puntas amarillas, desprendimiento de

llama y retroceso de llama.

Otro criterio, originario de Francia, y ampliamente utilizado es el criterio de

Delbourg. Utiliza este investigador de Gaz de France dos índices: el "Índice de

WOBBE corregido" (proporcional al consumo calorífico o potencia calorífica del

quemador) y otro índice que denomina “Potencial de Combustión” (proporcional a

la velocidad de propagación de la llama de cada gas o mezcla gaseosa).

Estados Unidos ha desarrollado un criterio propio, descrito en el boletín 36 de

AGA (American Gas Association). Precisamente la AGA estimó en 200

$/cliente[647] el dinero que tendría que invertir una empresa en regular los

aparatos de los consumidores domésticos ante un problema de intercambiabilidad

del gas de suministro.

Existen otra serie de índices, como por ejemplo el índice Weather.

4.2 Índice de Wobbe (W)

Se define como el cociente del poder calorífico de un gas entre la raíz cuadrada

de la densidad relativa del gas con respecto al aire. Según se utilice el PCS o el

PCI se hablará de índice de Wobbe superior (Ws) o inferior (Wi), aunque el más

utilizado es el superior.


4.8 gc/L01/c04

d

PCSWS (2.8)

En un quemador de gas, la potencia calorífica viene dada por:

Q = C x PCS, (2.9)

Donde Q es la potencia calorífica (kJ/h ó kcal/h) , C es el caudal de gas m3(n)/h y

PCS es el poder calorífico superior del gas, kJ/h ó kcal/m3(n).

El caudal de gas que atraviesa el inyector se puede expresar como:

C = V A (2.10)

Siendo V la velocidad de gas en la boquilla del quemador y A el área del orificio

de salida del gas.

La velocidad del gas al atravesar un orificio en el que sufre una caída de presión

P es:

gas

PACV

20 (2.11)

donde C0 es un coeficiente experimental denominado coeficiente de descarga;

gas es la densidad absoluta del gas en kg/m3(n).

Y considerando la densidad relativa d = gas/ aire se puede expresar la potencia

calorífica del gas saliente por el conducto como:

PCSAd

PACPCSAVPCSCQ

aire

20 (2.12)

d

PCSPACQ

aire

22

0 (2.13)

Para un mismo orificio y presión, los valores dentro del paréntesis no varían, con

lo que la potencia calorífica se puede expresar como:

Wcted

PCScteQ (2.14)

Así pues el índice de Wobbe se relaciona con la potencia calorífica de un

quemador de gas, tal y como se ha visto. Por ello al intercambiar dos gases entre


4.9 gc/L01/c04

sí, la condición para que no varíe la potencia calorífica del quemador es que el

valor del índice de Wobbe sea el mismo en ambos gases.

4.3 Criterio AGA

Este criterio, desarrollado por la asociación de gas americana (AGA) se basa en

unos estudios experimentales realizados con un quemador de tipo Bunsen con

premezcla, con el objetivo de determinar unos parámetros empíricos para definir

las características de intercambiabilidad de los gases naturales con otros gases.

En el boletín 36 de AGA (AGA research bulletin 36, Interchangeability of other fuel

gases with natural gases, 1946), se publicaron los resultados de dichos estudios,

que definieron unos parámetros para un gas representativo (denominado gas de

ajuste) del que se utilice en el área de estudio y para el gas de sustitución que se

pretende utilizar:

- IL: índice de desprendimiento de llama (lifting index)

- IF: índice de retroceso de llama (Flash-back index)

- IY: índice de puntas amarillas (Yellow tip index)

El objetivo del índice es comparar los índices obtenidos y desarrollar unos

gráficos de intercambiabilidad.

Tabla 4.1 Hoja de cálculo de intercambiabilidad AGA. [642] y propio

Gas A F T Ga Aa = Ga · A Fa = Ga · F Ta = Ga · T Gs As = Gs · A Fs = Gs · F Ts = Gs · T

H2 2.38 0.6 0

CO 2.38 1.407 0

CH4 9.53 0.67 2.18

C2H6 16.68 1.419 5.8

C3H8 23.82 1.9331 9.8

C4H10 30.97 2.55 16.85

C2H4 14.29 1.768 8.7

C3H6 21.44 2.06 13

C6H6 35.73 2.71 52

IH* 19.67 2 19.53

O2** -4.76 2.9 -4.76


4.10 gc/L01/c04

CO2 1.08

N2 0.688

Total 1.00 1.00

* Análisis de 3 C2H4 + 1C6H6.

** Los valores negativos siempre lo son, y restan al total.

donde los subíndices a y s se refieren respectivamente a gas de ajuste y gas de

sustitución:

A: Aire requerido para la combustión de 1 m3 de gas.

F: Constante de despegue de llama

T: Constante de puntas amarillas

Ga y Gs: Porcentajes composición en tanto por uno volumen

Aa y As: Ga · A y Gs · A

Fa y Fs: Ga · F y Gs · F

Ta y Ts: Ga · T y Gs · T

Además es necesario considerar los siguientes valores:

Concepto Gas ajuste Gas sustituto

Aire teóricamente

necesario para la

combustión de 100

BTU

a

aa

h

Aa

100

s

ss

h

Aa

100

Factor de aire primario a

a

ah

df

1000

s

s

sh

df

1000

Constante límite de

desprendimiento a

aa

d

FK

s

ss

d

FK

Límite de puntas

amarillas aaa

aa

OEA

TY

23,267

100

sss

ss

OEA

TY

23,267

100

donde:

ha y hs: Es el poder calorífico superior [BTU/scf].

da y ds: Es la densidad relativa.

Ea y Es: Es el tanto por uno de inertes (CO2 + N2) en composición.


4.11 gc/L01/c04

Índice de intercambiabilidad Fórmula

Desprendimiento

s

a

s

as

sa

a

L

f

fK

af

af

KI

log

Retroceso aa

ass

FfK

dfKI

Puntas amarillas ssa

aasY

Yaf

YafI

Tabla 4.2 Límites de intercambiabilidad en función de los índices de intercambiabilidad AGA.

GN de alto PC GN de PC moderado GN de bajo PC

Preferible Indeseable Preferible Indeseable Preferible Indeseable

IL < 1,0 > 1,12 < 1,0 > 1,06 < 1,0 > 1,03

IF < 1,18 > 1,2 < 1,18 > 1,2 < 1,18 > 1,2

IY > 1,0 < 0,7 > 1,0 < 0,8 > 1,0 < 0,9

Figura 4.1 Relación entre los Índices AGA y el índice de Wobbe. [642]

Además la AGA describió el tipo de llamas que salen de un quemador mediante

unos códigos del +5 al -5, correspondiendo al 0 la buena combustión (Tabla 4.3).


4.12 gc/L01/c04

Tabla 4.3 Códigos AGA de las llamas [648]

N Descripción Imagen

+ 5

Las llamas se desprenden sin

llama en al menos un 25 % de

los orificios

+ 4

Las llamas tienden a

desprenderse de los orificios,

pero se vuelven estables tras un corto periodo de operación

+ 3 El cono interior es pequeño,

las llamas suenan

+ 2 Los conos interiores se

marcan y se hacen

puntiagudos

+ 1 Los conos interiores y las

puntas se marcan

0

Los conos interiores son

redondeados y las puntas

suaves


4.13 gc/L01/c04

N Descripción Imagen

- 1 Los conos interiores son

visibles, las puntas son muy

suaves

- 2 Los conos interiores son

tenues

- 3

Los conos interiores se rompen en su parte superior,

las llamas presentan un

temblor lento

- 4

Corrientes ligeramente amarillas en las partes

exteriores, o flecos amarillos

en la parte superior de los

conos interiores. Las llamas

no depositan hollín en

impacto.

- 5

Amarillo marcado en las partes exteriores o grandes

volúmenes de puntas amarillas luminosas en los conos

interiores. Las llamas

depositan hollín en impacto.


4.14 gc/L01/c04

4.4 Criterio Weaver / Bureau of Mines

El criterio Weaver es también un criterio americano. Partiendo de los índices AGA,

se incorporaron nuevos parámetros para poder contemplar más características

del quemador: combustión incompleta, potencia calorífica, aire suministrado. Los

nuevos valores contemplados fueron: velocidad de combustión, combustión

incompleta.

Tabla 4.4 Índices Weaver de intercambiabilidad.

Índice Weaver Gas ajuste

aire de alimentación sa

as

ADA

DAJ

Retroceso 4,04,1 A

a

s

F JS

SJ

Potencia calorífica sa

as

HDH

DHJ

Combustión incompleta 634,0366,0a

sAI

R

RJJ

Desprendimiento de llama a

s

a

s

ALQ

Q

S

SJJ

100

100

Puntas amarillas 100

1 as

AY

NNJJ

donde los subíndices a y s hacen referencia a gas de ajuste y gas de sustitución

respectivamente y:

A: metros cúbicos de aire necesarios para la combustión completa de un

metro cúbico de gas.

D: densidad relativa de gas respecto al aire.

S: máxima velocidad de combustión de la mezcla con aire, expresado

como una fracción de la velocidad de combustión del hidrógeno

H: poder calorífico superior en BTU/scf.

R: cociente entre el número de átomos de hidrógeno en todas las formas

de combinación en el gas combustible y el número de átomos de carbono

en los hidrocarburos (se excluye el CO).


4.15 gc/L01/c04

Q: porcentaje de oxígeno en el gas combustible.

N: número de “átomos disponibles para ser liberados” de carbono por cada

100 moléculas de gas. Todos los átomos de carbono de hidrocarburos

insaturados y cíclicos y todos los átomos menos uno por cada molécula de

hidrocarburos saturados. N es igual al número de átomos de carbono en

hidrocarburos menos el número de moléculas de hidrocarburos saturados.

18,185 QZA

cFbFaFS cba

donde:

a, b, c,... : son las fracciones tanto por uno en volumen de los

constituyentes del gas natural.

Fa, Fb, Fc,...: son los valores F correspondientes a dichos constituyentes,

conforme a la Tabla 4.5.

A: es el volumen de aire requerido para quemar un volumen de gas.

Z: fracción tanto por uno en volumen de gases inertes (CO2 y N2)

Q: fracción tanto por uno de oxígeno del combustible.

Tabla 4.5 Valores requeridos por Weaver para cálculo velocidad combustión.[642] y [648]

Gas

Poder calorífico

superior

(BTU/scf), H

densidad

relativa; D

Aire

requerido; A

Factor de

velocidad de

llama; Fa

Monóxido de

carbono

CO 315,3 0,97 2,39 61

Hidrógeno H2 318,5 0,7 2,39 339

Metano CH4 994,1 0,55 9,55 148

Etano C2H6 1757 1,04 16,71 301

Propano C3H8 2535 1,56 23,87 398

Butano C4H10 3330 2,09 31,03 513

Etileno C2H4 1572 0,97 14,32 454

Propileno C3H6 2337 1,45 21,48 674

Acetileno C2H2 1464 0,91 11,93 776

Benceno C6H6 3700 2,70 35,79 920

Nitrógeno

atmosférico

N2 - 0,97 - -

Dióxido de

carbono

CO2 - 1,53 - -

Oxígeno O2 - 1,11 -4,78 -

Aire 1,00


4.16 gc/L01/c04

El índice de Weaver también está relacionado con el índice de Wobbe, tal como se muestra en la .

Figura 4.2 Relación entre los índices Weaver y el índice de Wobbe.

4.5 Criterio de Delbourg

Delbourg ideó un gráfico (Figura 4.3) a fin de reflejar familias de gases

intercambiables entre sí, en base al índice de Wobbe corregido (W’) en ordenadas

y al potencial de combustión (C) de cada uno de los gases componentes en

abscisas.

El criterio de Delbourg es bastante sencillo, y el fruto de su sencillez radica en que

el índice de Wobbe está relacionado con la potencia calorífica que sale del

quemador, mientras que el potencial de combustión está relacionado con la

velocidad de combustión del gas. Ambas características son las que marcan las

zonas de estabilidad (desprendimiento, retroceso, combustión higiénica), y por

ello el criterio de Delbourg es tan sencillo y práctico. El único parámetro que no se

puede vigilar con el criterio de Delbourg es la posibilidad de que se formen puntas

amarillas.

El aspecto del diagrama de Delbourg (Figura 4.3) es un triángulo curvilíneo, cuyos

vértices se corresponden con el nitrógeno (origen), el butano (vértice superior) y el

hidrógeno (vértice derecho que normalmente no se representa.


4.17 gc/L01/c04

Las líneas que unen los vértices, representan los gases mezcla de los vértices, y

el área interior del triángulo representa los gases combustibles que se pueden

intercambiar.

Según el criterio de Delbourg dos gases que estén dentro del mismo triángulo de

la familia correspondiente a dichos gases son intercambiables.

Se posiciona en el gráfico el butano con W = 22 500 kcal/m3(n) y un potencial de

combustión de 70; para el propano C3 se obtiene un punto, muy próximo al butano

(C4). Para localizar el metano C1, se tiene W = 12 500 kcal/m3(n) y un potencial de

combustión de 43 y para el hidrógeno –suponiendo un caso extremo- W = 11 500

kcal/m3(n) y un potencial de combustión de 380.


4.18 gc/L01/c04

Figura 4.3 Diagrama de intercambiabilidad función del potencial de combustión C de Delbourg y el

índice de Wobbe corregido Wcorregido kcal/m3(n). [230]

Como puede verse, los parámetros definidores de cada uno de estos gases son

muy diferentes, lo que hace pensar que el intercambio sólo se podrá realizar entre

gases cuyos afijos representativos estén próximos, dentro de la misma área

familiar.

Según esto, Delbourg propuso dividir el plano del diagrama en zonas que dentro

de ciertos límites serían intercambiables y así se pueden considerar tres familias o

zonas que estarían comprendidas dentro del triángulo curvilíneo definido por los

afijos de nC4, H2 y el origen (nitrógeno) (diagrama Figura 4.3).

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 50 100 150 200

C

W' [k

cal/m

3(n

)]

F1

F2

F3 Límite exterior de

las mezclas

gaseosas posibles

Mezclas Butano-hidrógeno

Límite exterior de

las mezclas

gaseosas posibles

Límite exterior de

las mezclas

gaseosas posibles

Mezcla

s B

uta

no-N

itró

gen

o

Mezclas Hidrógeno-Nitrógeno

Butano

Despre

nd

imie

nto Combustión higiénica

Retroceso de llama

Air

e p

ropanad

o


4.19 gc/L01/c04

Dichas familias están representadas por un gas de referencia que se emplea

como tipo en los ensayos de normalización.

Cuando se desea comprobar si dos gases son intercambiables hay que consultar

su similitud en el diagrama de Delbourg (Figura 4.3) y realizar un estudio de

intercambiabilidad concreto aplicado a los aparatos de consumo, existentes en el

mercado, más comunes, en su comportamiento con diversas mezclas y

composiciones. El objetivo es crear unos diagramas de Delbourg concretos para

cada quemador o equipo, tal como muestran la Figura 4.4.

Si en el diagrama de Delbourg se fijan las condiciones para un quemador

determinado, se pueden trazar unas curvas que delimitan la zona de buena

combustión.

- Curva de puntas amarillas. Cuando la combustión de un determinado gas

se hace de un modo perfecto, la llama es azulada o incluso incolora, pero

si hay un exceso de combustible en relación con el aire que estamos

utilizando, entonces aparece un color amarillento en las capas exteriores

de la llama, esto quiero decir que existe un fenómeno de craqueo, en

donde se produce la separación de unas partículas carbonosas que están

incandescentes y, por ello, la llama aparece de color amarillo. En estas

condiciones, la combustión no es buena y si aumentamos la cantidad de

gas, esto es, aumentamos el caudal de calor en relación con el aire que

estamos introduciendo con el gas, entonces se nos producen más puntos

amarillos y la zona que queda a la izquierda de esta curva, es una zona en

la que no se debe producir la combustión en ese quemador puesto que la

combustión no es buena.

- Curva de combustión incompleta. Esta curva refleja los casos en que

hay demasiada cantidad de combustible respecto al aire necesario para su

combustión. Este caso, se produce cuando en una combustión no

aportamos la cantidad de aire suficiente para que la combustión se realice

totalmente, entonces la combustión es incompleta produciéndose CO. En

el caso anterior era cuando la cantidad de calor es tan grande que se

produce craqueo, pero en este caso se produce CO, de forma que aparece


4.20 gc/L01/c04

una curva que definiremos como de “combustión incompleta”; para trazarla

pensemos que en toda combustión es muy difícil de evitar la producción de

CO, en realidad se pone un límite para ese CO y se dice que desde la

curva hacia arriba, la relación entre el CO y el CO2 producido en la

combustión debe ser mayor que 0,02, de forma que cuando esto ocurre se

considera que la combustión es incompleta.

- Curva de despegue de llama. Algunas veces se ve ésta curva en el

mechero Bunsen. Para que una llama sea normal, es decir, para que la

llama se produzca directamente desde el quemador en el sentido que

queremos, debe coincidir la velocidad de propagación de la llama(la

velocidad con que la combustión se va realizando) con la velocidad de

salida del gas y depende de la presión del combustible y del aire, porque si

éstas dan lugar a una velocidad de salida superior a la velocidad de

propagación de la llama nos encontramos con que la llama se desprende

viéndose que la llama se despega hacia arriba. Estas condiciones tampoco

son convenientes para la combustión.

- Curva de retroceso de llama (light-back). Cuando la presión del gas es

demasiado pequeña puede llegar a producirse la llama en el interior del

quemador dando lugar a lo que se llama “retroceso de llama”, que es más

difícil de ver de un modo directo dando lugar a la curva definida así de

“retroceso de llama”.

La operatividad de un quemador para un combustible específico viene dado por la

zona interior delimitada por las curvas descritas.

Variando las composiciones del gas alimentado al equipo, y para distintas

presiones de operación se va observando el comportamiento del equipo,

anotándose las condiciones de combustión no higiénica, retorno de llama y

desprendimiento de llama.


4.21 gc/L01/c04

Una vez recogidos dichos datos se llevan a un diagrama como el mostrado en la

Figura 4.4 y en la Figura 4.5, que permite definir las regiones de buen

funcionamiento del quemador: contorno delimitado por la línea ABCDA.

Figura 4.4 Diagrama de intercambiabilidad de Delbourg de un quemador[353]

.

Todo gas definido por un punto exterior a la región ABCDA producirá una

combustión anormal cuya anormalidad vendrá dada por su cercanía a las líneas

de anormalidad: desprendimiento de llama, combustión no higiénica, retorno de

llama.


4.22 gc/L01/c04

Figura 4.5 Diagrama de Delbourg para un quemador doméstico

Ejemplo: supongamos que se desea utilizar una mezcla de aire y propano para

sustituir o intercambiar con un gas natural, para cuya mezcla se obtienen,

después de los cálculos pertinentes, los siguientes valores:

W’=12 000

C = 50

Refiriéndonos a la Figura 4.4, se sitúa el punto E definido por dicha ordenada W’ y

abscisa C. Al estar situado dentro de la región ABCDA la mezcla tendría un

comportamiento adecuado.

En el gráfico se han situado unas curvas que definen las mezclas de aire/butano y

aire/propano definidas por su pcs en Mcal/m3(n), dando la indicación de las

mezclas que entrarían dentro de la región de buen funcionamiento.


4.23 gc/L01/c04

4.5.1 Índice de Wobbe corregido

El valor utilizado por Delbourgh es el índice de Wobbe corregido, dado por la

fórmula:

21 KKWWcorregido (2.15)

Las constantes de corrección K1 y K2 se obtienen de ábacos que dependen de la

familia a la que pertenece el gas que se está evaluando:

K1 es un parámetro de corrección por el efecto de hidrocarburos más

pesados que el metano.

K2 corrige el efecto del contenido en CO, CO2 y O2 del gas.

Hay que tener cuidado de no confundir el índice de wobbe corregido utilizado por

Delbourg con el índice de wobbe corregido utilizado en turbinas de gas:

gasrelativa

urbinascorregidoTTd

PCIW (2.16)

que consiste en considerar el índice de Wobbe referido al poder calorífico inferior

(PCI) y el efecto que ejerce la temperatura en el nodo de inyección (Tgas) dentro

de la potencia calorífica introducida en la cámara de combustión de la turbina.

Son conceptos distintos, aunque desafortunadamente el nombre utilizado

coincide.

4.5.1.1 Determinación de K1. Primera familia.

Para los gases de la primera familia se calcula con el ábaco siguiente en función

de la expresión

H2-CnHm – 2 CO2 . (2.16)

Es decir, de restar al contenido, expresado en % del hidrógeno que tenga el gas

en cuestión, el de los hidrocarburos (CnHm) y el anhídrido carbónico (CO2).


4.24 gc/L01/c04

Figura 4.6 Valor del coeficiente K1 de corrección del índice de Wobbe para los gases de la primera

familia como función del contenido de H2, CnHm, CO2 en % y el PCS en kcal/m3(n). [230] [353]

Así para un gas manufacturado obtenido mediante el proceso de reformado

catalítico de naftas con vapor, cuya composición es:

H2 = 49,0%; CnHm = 27,2%; CO2 = 21,0%

El valor de K1 se obtendrá entrando en abscisas con el valor

H2 - CnHm - 2 CO2 = 49 - 27,2 – 2 x 21 = -20,2

Obteniendo:

K1 = 1,025.

4.5.1.2 Determinación de K1. Segunda familia.

En este caso el ábaco requiere por abscisas con el PCS del gas.

Para el gas natural de Bermeo, cuyo PCS es 10 100 kcal/m3(n), el valor de la

constante es K1 = 1,046.

0,90

0,95

1,00

1,05

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60

H2-CnHm-2CO2

K1 I

nd

ice d

e W

ob

be (

Fam

ilia

1)


4.25 gc/L01/c04

Figura 4.7 Valor del coeficiente K1 de corrección del índice de Wobbe para los gases de la segunda

familia como función del PCS en Mcal/m3(n). [230] [353]

4.5.1.3 Determinación de K2. Primera familia.

Para los gases de la primera familia se calcula en función del contenido en

oxígeno (O2) en %, y del poder calorífico.

Figura 4.8 Valor del coeficiente K2 de corrección del índice de Wobbe para los gases de la primera

familia como función del contenido de O2 en %, y el PCS en kcal/m3(n). [230] [353]

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

1,06

1,07

1,08

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

PCS [Mcal/m3(n)]

K1 I

nd

ice d

e W

ob

be (

Fam

ilia

2)

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

0 1 2 3 4 5

1000 O2 (%) /PCS(kcal/Nm3)

K2 I

nd

ice d

e W

ob

be (

Fam

ilia

1)


4.26 gc/L01/c04

4.5.1.4 Determinación de K2. Segunda familia.

Hay que entrar en abscisas con el resultado de la expresión:

PCS

COOCO 22 5,041000 (2.17)

Figura 4.9 Valor del coeficiente K2 de corrección del índice de Wobbe para los gases de la segunda

familia como función del contenido de CO, O2, CO2 en % y el PCS en kcal/m3(n) [230] [353]

4.5.2 Potencial de combustión de Delbourg (C)

Es un valor proporcional a la velocidad de propagación de combustión que se

adopta ante la imposibilidad de fijar ésta, por depender de muchos factores

(naturaleza del gas, temperatura, etc.). El valor de la velocidad de combustión ha

de estar en equilibrio con el de la velocidad de salida de la mezcla aire-gas para

que no haya ni desprendimiento ni retroceso de llama.

1ª Familia d

HCaVCOCHHUC

mn 7,03,0 42 (2.18)

donde

d = densidad relativa del gas respecto al aire

H2, CH4, CO = proporciones volumétricas centesimales de dichos

gases presentes en el gas estudiado

a = constante que tipifica la velocidad de llama del gas por

lo tanto propio de cada hidrocarburo

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

-5 0 5 10 15 20

1000 [CO (%) + 4 O2 (%) - 0,5 CO2 (%)] /PCS(kcal/Nm3)

K2

In

dic

e d

e W

ob

be

(F

am

ilia

2)


4.27 gc/L01/c04

CnHm = proporción volumétrica centesimal de los hidrocarburos

distintos al metano por su coeficiente respectivo a.

U = constante definida por las curvas adjuntas función del

contenido en CO2 y del W y V corregido respectivamente

2ª Familia d

HCaVCHCOHUC

mn 3,07,0 422 (2.19)

donde todo tiene el mismo significado que en la ecuación de la primera familia, y

la única diferencia es que en esta fórmula no hay un término de CO, sino de CO2,

el cual es la proporción volumétrica centesimal de dicho gas presente en el gas

estudiado.

3ª Familia d

HCaVUC

mn... (2.20)

NOTA: En la tercera familia, como los gases butano y propano no

encierran en su composición ni H2, ni CO, ni CH4, el potencial de

combustión se reducirá para ellos a:

Tabla 4.6 Constante a de la ecuación de Delbourg para distintos hidrocarburos [650]

Gas a

Etano 0,95

Propano 0,95

Butano (n e i) 1,10

Iso butano 1,10

Pentano 1,15

Acetileno 3,00

Eteno (etilieno) 1,75

Propeno (propileno) 1,25

Butano (n e i) 1,50

Butadieno 2,70

Benceno 0,90


4.28 gc/L01/c04

Figura 4.10 Valores del coeficiente U para la primera familia en función del contenido de O2 en % y el

PCS en kcal/m3(n) [230] [353]

Figura 4.11 Valores del coeficiente U para la segunda familia en función del contenido de O2 en % y el

PCS en kcal/m3(n) [230] [353]

1,00

1,50

2,00

2,50

0 1 2 3 4 5

1000 O2(%)/PCS(kcal/Nm3)

U (

Fam

ilia

1)

0% H2

10% H2

20% H2

30% H2

40% H2

50% H2

1,00

1,10

1,20

1,30

1,40

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

1000 O2(%)/PCS(kcal/Nm3)

U (

Fa

milia

2)


4.29 gc/L01/c04

Figura 4.12 Valores del coeficiente V para la primera familia como función del contenido de H2 en %.

[230] [353]

Figura 4.13 Valores del coeficiente V para la segunda familia como función del índice de Wobbe

corregido en kcal/m3(n). [230] [353]

Como ejemplo de aplicación consideremos un gas manufacturado obtenido

mediante reformado catalítico de naftas con vapor con las siguientes

características:

CH4 = 26,8%

C2H6 = 0,4 %

H2 = 49,0 %

CO2 = 21,0 %

CO = 2,8 %

O2 = 0,0 %

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

% H2

V (

Fam

ilia

1)

0,80

0,85

0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

10000 11000 12000 13000 14000 15000

W' (Indice Wobbe corregido)

V (

Fam

ilia

2)


4.30 gc/L01/c04

PCS = 4800 kcal/m3(n)

d = 0,53

de acuerdo con esos datos:

es un gas de la primera familia

U = 1 (entrando con O2 = 0 % en la Figura 4.10)

V = 0,55 (entrando con H2 = 49,0 % en la Figura 4.12)

C = 79,3 ya que d

HCaVCOCHHUC

mn 7,03,0 42 =

53,0

4,075,055,08,27,08,263,00,491 =79,3

Otro ejemplo puede ser el gas natural de Argelia/Barcelona con las siguientes

características:

% a

CH4 90,691

C2H6 7,492 0,95

C3H8 0,952 0,95

C4H10 0,261 1,1

C5H12 0,017 1,15

N2 0,587

O2 0

con un poder calorífico superior PCS = 9 197,4 kcal/m3(n), y un Índice de Wobbe

corregido W’: 12 395,6 kcal/m3(n) y una densidad relativa dr= 0,61.

de acuerdo con esos datos:

es un gas de la segunda familia

U = 1 (entrando con 1000 x O2 /PCS 0 en la Figura 4.11)

V = 0,97 (entrando con W’ = 12 395,6 kcal/m3(n) en la Figura 4.13)

C = 45,15 ya que d

HCaVCHCOHUC

mn 3,07,0 422=

61,0

017,015,1261,01,1952,095,05,795,097,06,903,0001

xx.


4.31 gc/L01/c04

El estudio de la intercambiabilidad no suele utilizarse con gases de la tercera

familia pues son muy específicos en composición y tienen el mayor PCS (en

volumen) por lo que sólo son intercambiables entre sí. El estudio de la

intercambiabilidad es más usual para gases de la primera y segunda familia.

4.6 Índice de puntas amarillas

Como complemento de la intercambiabilidad de dos gases, y puesto que el criterio

de Delbourgh no proporciona información acerca de la aparición de puntas

amarillas, se establece este índice.

PCS

O

d

HCjIj

r

mn 2·116,01

·

donde la composición viene expresado en tanto por uno, y el PCS viene en

kcal/m3(n).

Tabla 4.7 Valores del coeficiente j para el índice de puntas amarillas [377]

Gas j

Etano 2,85

Propano 4,8

Butano (n e i) 6,8

Pentano 8,8

Propeno (propileno) 4,8

Butano (n e i) 6,8

4.7 Bibliografía


19910000


20040000



4.32 gc/L01/c04

[314]. Gexcon. Gas Explosion Handbook. Gexcon;.

http://www.gexcon.com/index.php?src=handbook/GEXHBcontents.htm.

19920000

[318]. SEDIGAS. Curso Jefes de Obra.. Sedigas. Módulo 2. Rev 0 /1998. .

20041018

[348]. Borrás Brucart, E.;. Gas natural. Características, distribución y aplicaciones

industriales.. Editores técnicos asociados. ISBN 84-7146-241-9. Depósito legal:

B. 30.053-1987. . 19870000

[353]. Repsol Butano.. Los G.L.P. Los gases licuados del petróleo.. Repsol-

Butano, S.A. - Edita Dirección de Marketing. ISBN 84-398-4004-7(rústica)

ISBN84-398-4005-5 (cartoné). Dep. Legal: M. 19.350-1985. . 19890000

[377]. Evangelos, Tzimas; Stathix, D. Peteves;. The impact of carbon

sequestration on the production cost of electricity and hydrogen from coal and

natural-gas technologies in Europe in the medium term.. Energy 30 (2005)

2672-2689). www.elsevier.com/locate/energy. 20050000

[642]. Kuipers, Edgar;. White paper on natural gas interchangeability and non-

combustion end use. aga.

http://www.aga.org/Content/ContentGroups/Operations_and_Engineering2/Gas

_Quality/whitepaperD.pdf. 20050228

[647]. Traweek, Lori S.;. Natural Gas Quality and Gas Utilities. AGA. . 20040218

[648]. AGA. Gas interchangeability Tests. Evaluating the range of

interchangeability of vaporized LNG and Natural gas.. .

http://www.gastechnology.org/webroot/downloads/en/4ReportsPubs/TechRepor

ts/030159.pdf. 20060411

[650]. . Natural gas - quality designation.. Indian standard IS15127:2002; ISO

13686:1998; ICS75060.

http://144.16.72.165/STDPDF/BIS007/bis/pdf/S11/S11V24/15127.pdf.

20060411

Documents

1.pdf