UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA
" DISEÑO DE UN SISTEMA DE TUBERÍAS PARA GAS
NATURAL EN INSTALACIONES DOMICILIARIAS
"
INFORME DE SUFICIENCIA
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA
ROBERTO LEDESMA DE LA CRUZ
PROMOCION 1997-11 LIMA-PERÚ
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III
TABLA DE CONTENIDO
Pág.
Prólogo. 01
CAPITULO 1. INTRODUCCIÓN 04
1 . 1 Antecedentes. 04
1.2 Objetivo. 06
1 . 3 Alcances. 06
1.4 Limitaciones. 07
CAPITULO 2. ASPECTOS GENERALES DEL GAS NATURAL 08
2.1 Gas natural. 08
2.2 Características del gas natural. 1 O
2.2.1 Poder calorífico superior (PCS). 11
2.2.2 Poder calorífico inferior (PCI). 11
2.2.3 Peso específico (masa volumétrica). 12
2.2.4 Densidad relativa. 12
2.2.5 Índice de Wobbe. 13
2.2. 5. 1 Gases de la 1 ra familia. 14 2.2.5.2 Gases de la 2dª familia. 14
2.2.5.3 Gases de la 3ra familia. 14
2.3 Producción del gas natural en el Perú. 15
2.3.1 En el noroeste. 15
IV
2.4
Reservas de gas natural en el Perú.16
2.5
Proyecto Camisea.16
2.5.1
Antecedentes del proyecto.17
2.5.2
Ubicación del yacimiento.19
2.5.3
Principales características de los yacimientos.19
2.5.4
Reservas de los yacimientos de Camisea.22
2.5.5
Normas legales del gas natural.23
2.5.6
Empresas que están a cargo del proyecto.24
2.5.7
Esquema del proyecto.25
2.5.8
Longitud de los duetos.28
2.5.9
Empresas que consumirán gas natural.30
2.5.10
Inversión en el proyecto Camisea.31
2.5.11
Costo del gas natural.31
2.5.12
Avances del proyecto.32
2.5.12.1
Contrato de licencia para la explotacióndel gas de Camisea.
32
2.5.12.2
Plan de ejecución de obras.34
2.5.12.3
Actividades y avances del proyecto deexplotación.
35
2.5.12.4
Actividades y avances del proyecto deCAPÍTULO 3. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN DOMICILIARIA
CON GAS NATURAL
42
3.1 Fundamento. 42
3.2 Detalles de la vivienda. 43
3.3 Planos de la vivienda. 44
3.4 Diseño de la acometida. 45
3.4.1 Ubicación de la Tubería. 45
3.4.2 Tubería empotrada. 46
3.4.3 Tubería enterrada. 47
3.4.4 Tuberías para gas a media presión B (MPB). 51
3.4.5 Válvula de acometida. 55
3. 5 Diseño de la instalación receptora. 3.5.1 Instalación de los tallos.
55 56
3.5.2 Instalación del armario de regulación para
media presión B (MPB). 60
3.5.3 Instalación del regulador de presión. 67 3.5.3.1 Reguladores de media presión "B" (MPB). 67
a) Reguladores ubicados en la instalación común.
b) Reguladores ubicados en la instalación individual.
68
3.5.3.2 Reguladores de media presión "A" (MPA). a) Instalación de reguladores de caudal
nominal hasta 6 m3/h.
b) Instalación de reguladores de caudal
VI
72
73
nominal superior a 6 m3/h. 75
3.5.4 Instalación de válvulas de seguridad. 77 3.5.4.1 Válvulas de seguridad por exceso de presión. 77 3.5.4.2 Válvulas de seguridad por defecto de presión. 78 a) En función de su caudal nominal. 78
a.1) Instalación de válvulas de seguridad por
defecto de presión de Onom � 6 m3/h. 79 a.2) Instalación de válvulas de seguridad por
defecto de presión de Onom > 6 m3/h. 81 b) En función de la presión de alimentación. 82
b. 1) En instalaciones alimentadas desde
redes en media presión B (MPB). 82 b.2) En instalaciones alimentadas desde
redes en media presión A (MPA). 86 b. 3) En instalaciones receptoras alimentadas
3.5.5 Instalación de contadores.
3.5.5.1 Instalación de un solo contador.
3.5.5.1.1 Instalación de contadores en armario
VII
89
90
o nicho. 90
3.5.5.1.2 Instalación de un contador en vivienda. 96
3.5.5.2 Instalación centralizada de un grupo de
contadores. 99
3.5.5.2.1 Centralización en local técnico o armario. 100
3.5.5.2.2 Ventilación. 104
3.5.5.2.3 Centralización en conducto técnico. 112
3.6 Diseño de la tubería para la instalación receptora. 116
3.6.1 Ubicación de tuberías. 116
3.6.2 Tuberías vistas. 116
3.6.2.1 Distancias mínimas de separación entre
otras tuberías. 118
3.6.2.2 Sujeción de tuberías. 120
3.6.2.3 Distancias de las tuberías a paredes y techos. 125 3.6.2.3.1 Distancia a paredes. 125 3.6.2.3.2 Distancia a techos. 126 3.6.2.3.3 Distancia a rincones. 126
3.6.2.4 Protección mecánica. 129
3.6.3 Tuberías alojadas en vainas o conductos.
3.6.3.1 Tuberías para gas a media presión "A" (MPA).
3.6.3.2 Tuberías para gas a baja presión. 3.6.4 Características del gas distribuido.
3.6.5 Trazado de la instalación receptora.
3.6.6 Material de las conducciones.
3.6.7 Determinación del caudal nominal de cada tipo de aparato a gas.
3.6.8 Determinación del caudal máximo de simultaneidad de las instalaciones individuales.
3.6.9 Determinación del caudal máximo de simultaneidad de la instalación común.
3.6.10 Determinación de la longitud equivalente de cada
tramo de instalación receptora.
3.6.11 Distribución de la caída de presión admisible y diámetro mínimo en cada tramo de la instalación receptora.
3.6.12 Cálculo de los diámetros y caída de presión reales en cada tramo.
3.6.12.1 Cálculo de la tubería para el tramo A - B. 3.6.12.2 Cálculo de la tubería para el tramo B - C. 3.6.12.3 Cálculo de la tubería para el tramo C - E. 3.6.12.4 Cálculo de la tubería para el tramo E - G. 3.6.12.5 Cálculo de la tubería para el tramo C - D. 3.6.12.6 Cálculo de la tubería para el tramo E - F.
3.7
IX
3.6.13 Resultado de cálculos. 168
3.6.14 Especificación de las tuberías para cada tramo
de la instalación. 169
Ubicación y conexión de aparatos a gas. 171
3.7.1
3.7.2
3.7.3
Tipos de aparatos a gas.
3.7.1.1 Aparatos a gas de circuito abierto. 3.7.1.2 Aparatos a gas de circuito estanco.
Evacuación de los productos de la combustión de aparatos a gas de circuito abierto que necesitan estar conectados a conductos de evacuación.
Evacuación de los productos de la combustión de aparatos a gas de circuito abierto que no necesitan estar conectados a conductos de evacuación.
3.7.3.1 Tipo 1. 3.7.3.2 Tipo 2. 3.7.3.3 Tipo 3. 3.7.3.4 Tipo 4. 3.7.3.5 Tipo 5. 3.7.3.6 Excepción.
172 172 176 178 192 192 193 195 196 199 202
3.7.4 Conexión de los aparatos a gas a la instalación receptora. 204
3. 7 .4. 1 Conexión rígida. 206
3.7.4.2 Conexión semirrígida. 207
3.7.4.4 Aparatos a gas considerados fijos. 3. 7.4.5 Aparatos a gas considerados móviles.
3.8 Ensayos y pruebas.
3.8.1 Prueba de estanquidad para tramos en media presión "B".
3.8.2 Prueba de estanquidad para tramos en media presión "A".
3.8.3 Prueba de estanquidad para tramos en baja presión. 3.8.4 Verificación de la estanquidad de reguladores,
válvulas de seguridad y contadores.
CAPITULO 4. COSTOS
4.1 Costo del tendido de tuberías para baja presión.
4.2 Comparación de costos entre el consumo de la energía
actual vs. Consumo de gas natural.
4.2.1 Gasto anual de energía actual. a) Precio de la energía.
b) Consumo de energía. 4.2.2 Gasto anual de gas natural.
a) Precio del gas natural.
b) Consumo de gas natural.
c) Gasto de gas natural.
4.2.3 Ahorro anual por consumir gas natural.
Conclusiones. Bibliografía. Apéndice.
Anexos. Planos.
XI
xn
TABLA DE APENDICE
Pág.
A.1 Clasificación de presiones. 255
A.2 Condiciones de referencia. 256
A.3 Conjunto de regulación para media presión B (MPB). 257
A.4 Grados de accesibilidad. 270
A.5 Grado de gasificación. 272
A.6 Características principales de los componentes de
los gases naturales. 273
A.7 Cálculo del poder calorífico superior ( PCS ). 274 A.8 Cálculo del poder calorífico inferior ( PCI ). 275
A.9 Cálculo de la densidad relativa. 276
A.10 Calculo del caudal nominal de un aparato a gas. 277 A.11 Cálculo del caudal máximo de simultaneidad de
instalaciones individuales. 279
A.12 Cálculo del caudal máximo de simultaneidad de la
instalación común. 281
A.13 Pérdida de carga admisible y diámetros mínimos. 283
A.14 Método de cálculo de la pérdida de carga. 285 A.15 Método de cálculo de la velocidad máxima del gas. 287
A.16 Requerimientos que deben cumplir las tuberías de
XIII
A.17 Requerimientos que deben cumplir las tuberías de
acero según la norma UNE 19.040. 290
A.18 Requerimientos que deben cumplir las tuberías de
acero inoxidable según la norma UNE 19.049. 292
A.19 Requerimientos que deben cumplir las tuberías de
polietileno según la norma UNE 53.333. 294
A.20 Unión de tuberías y accesorios. 297
A.21 Tallos. 309
A.22 Elementos de sujeción de tuberías. 312
A.23 Vainas, conductos y pasamuros 315
A.24 Características de los reguladores para media
presión "A" (MPA). 324
A.25 Válvulas de seguridad por defecto de presión. 330
A.26 Características de los contadores de gas. 333
A.27 Soporte de contador. 343
A.28 Crane copper tube. 348
XIV
TABLA DE ANEXOS
Pág.
Anexo 1. ¿Qué es PERUPETRO S.A.? 362
Anexo 2. La formación Ene de la región de Cusco y su
importancia en la exploración de yacimientos
de hidrocarburos. 364
Anexo 3. Contrato Pague lo Contratado ó "Take or Pay". 366
Anexo 4. Real Decreto 1853/1993, de 22 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de instalaciones
de gas en locales destinados a usos domésticos,
colectivos o comerciales. 367
Anexo 5. Reglamento de instalaciones de gas en locales
destinados a usos domésticos, colectivos o comerciales. 373
Anexo 6. Anexos del "reglamento de instalaciones de gas
en locales destinados a usos domésticos; colectivos
o comerciales." 380
Anexo 7. Instrucciones técnicas complementarias del "reglamento
de instalaciones de gas en locales destinados a usos
domésticos, colectivos o comerciales." 389
Anexo 8. Normas utilizadas. 484
Pág. 1
Prólogo
Este informe tiene por objetivo proporcionar los conceptos, los
procedimientos, la información y las técnicas de análisis de decisiones que se requieren para diseñar un sistema de tuberías para Gas Natural en instalaciones domiciliarias.
Dentro de las normas utilizadas podemos mencionar las normas UNE, ASTM, ASME y ANSI, sin embargo son las normas UNE las que han servido de base para desarrollar este trabajo, en el anexo 8 "Normas Utilizadas"
página 484, se dan a conocer todas las normas UNE utilizadas.
Cada capítulo contienen tablas, gráficos y referencias que explican mejor los conceptos planteados para desarrollar el diseño de la instalación domiciliaria con Gas Natural.
Pág. 2
del Gas Natural. También damos a conocer los alcances y las limitaciones
que contiene el presente trabajo.
El Capítulo 2 esta orientado al Gas Natural, empezamos definiendo su
concepto y sus características principales como son el poder calorífico
superior e inferior, su peso específico, su densidad relativa y el índice de
Wobbe. También abarcamos lo referente a la producción del Gas Natural
tanto en el nor-oeste como en la selva central, mencionando además las
reservas en todo el Perú. En este capítulo hemos decidido abarcar
ampliamente el tema del Gas de Camisea por ser este un proyecto reciente
y además por ser el motivo y tema principal en la elaboración de este
informe.
El Capítulo 3 contiene los conceptos para el Diseño de la Instalación
Domiciliaria con Gas Natural, este capítulo tiene un orden de desarrollo,
empezando por el diseño de la acometida, luego el diseño de la instalación
receptora, diseño de la tubería, ubicación y conexión de aparatos a gas y
finalmente la elaboración de ensayos y pruebas, en cada uno de estos
temas se hace mención a las normas y referencias utilizadas para su
elaboración. Cabe indicar que se ha tomado como base de referencia una
Pág. 3
El Capítulo 4 contiene los costos promedios para la instalación, estos
costos fueron obtenidos de Internet, ya que en el Perú todavía no se cuenta
con empresas dedicadas a la instalación domiciliaria de Gas Natural por ser
este un proyecto reciente.
También se incluye a este trabajo un apéndice que contiene tablas,
fórmulas, conceptos y demostraciones que complementan mejor las
afirmaciones hechas en cada capítulo, asimismo se incluyen secciones
1.1 ANTECEDENTES
CAPITULO 1
INTRODUCCIÓN
Las reservas de hidrocarburos de Carnisea fueron descubiertas
por una de las compañías de Shell a mediados de la década de 1980
.
Las reservas estimadas son de 13 trillones de pies
cúbicos de
gas
natural y 660 millones de barriles de líquidos que, al comercial
iz
a
rs
e
,
reducirén el costo de la electricidad y del combustible naciona
l.
Estos yacimientos son lo suficientemente grandes como
para
satisfacer las necesidades actuales de energía del Perú por
más de
un siglo. Por lo que este yacimiento se ha constituido en
una de
las
fuentes de energía más importantes del país
.
Pág. 5
fase del proyecto, que concluye el 2003, demandará una inversión de 400 millones de dólares, el proyecto Camisea ya está en marcha.
Se asegura que las reservas de Camisea equivalen a diez
veces a las de hidrocarburos que existen en el país. Un solo ejemplo
de los beneficios que puede traer: el Perú consume 18 mil barriles
diarios de gas licuado de petróleo, de los cuales importa casi la mitad.
Cuando Camisea sea una realidad, nuestro país producirá 18 mil barriles de gas licuado, lo que significará que no solamente dejará de ser importador sino que se convertirá en exportador de este combustible.
Se espera que el gas de Camisea llegue en su primera etapa
(2003) a las plantas de generación eléctrica y a las grandes industrias,
porque éstas abrirán el camino de la comercialización por ser grandes
consumidores.
Después serán las industrias medianas, los hospitales, las
clínicas y hasta los pequeños negocios los que utilicen el gas en el
2005. Además de beneficiarse con una reducción de 25 % en las
Pág.6
Asimismo, las empresas que compran petróleo diesel y
electricidad para hacer funcionar sus maquinarias, al utilizar gas,
reducirán sustancialmente sus costos, ya que éste cuesta 40 por
ciento menos que el petróleo diesel.
Sin lugar a dudas el gas de Camisea es uno de los proyectos
más importantes que tiene el Perú y que permitirá obtener energía
más barata, lo que es un factor preponderante para el desarrollo
nacional.
1.2 OBJETIVO
Mostrar una metodología de diseño para instalaciones
domiciliarias con gas natural aplicando como muestra una vivienda de
200 m2.
1.3 ALCANCES
Este proyecto será aplicable en todas aquellas instalaciones
que vayan a ser conectadas a redes de distribución de Gas Natural en media presión "B" (entre 0,4 y 4 bar) ..
Asimismo servirá de complemento a todos aquellos proyectos
que involucren la realización de las citadas instalaciones y la conexión
Pág. 7
Los cambios producidos por nueva reglamentación de
INDECOPI se asumirán en el momento de su aplicación, siempre que
superen las exigencias de esta recomendación.
El costo presentado es un promedio para cualquier tipo de
vivienda unifamiliar.
El diseño de la instalación es para cualquier tipo de gas que
tenga el mismo índice de Wobbe igual a 14,65 kWh/m3 ó 12 605 kcal/m3 (ver página 13: "Indice de Wobbe" y página: 147 "Características del gas distribuido'?.
1.4 LIMITACIONES
• El presente trabajo no cubre Distribución del gas natural.
• No abarca el diseño de instalaciones Industriales con gas natural.
• El diseño no es aceptable para el uso de gases con un índice de Wobbe diferente del intervalo entre 11 000 kcal/m3 y 13 000 kcal/m3
CAPÍTULO 2
ASPECTOS GENERALES DEL GAS NATURAL
2.1 GAS NATURAL
Se denomina gas natural a la mezcla de hidrocarburos
gaseosos en la que predomina fundamentalmente el metano
( en
pioporciones superiores al 80 % ) y que se encuentra en la naturaleza
en yacimientos subterráneos.
Es muy conveniente realizar un tratamiento para poder
obtener
un gas de composición uniforme y apropiado para el
cons
u
mo
,
piocurando separar del metano otros cuerpos que perjudican
la buena
combustión, y que fácilmente podrían producir corrosiones
en
las
tuberías o condensaciones al comprimir el gas.
Pág.9
extracción de las parafinas de peso molecular elevado) y el gas de
pozo (obtenido en la superficie de un pozo petrolífero).
El gas natural es inodoro. Aunque antes de ser distribuido se le
odoriza añadiendo un producto químico, generalmente
tetrahidrotiofeno (THT), el cual en cantidades muy pequeñas (partes
por millón) proporciona un olor que se asocia al característico "olor a
gas", con el fin de detectar por el olfato con mayor facilidad, las posibles fugas.
Otra propiedad destacable del gas natural es su limpieza al
realizarse la combustión ya que, en una proporción adecuada con el
aire, produce una llama de color azul y quema sin desprender
cenizas, humo negro, óxido de carbono u otros productos. El
resultado de su combustión es anhídrido carbónico y vapor de agua.
Al no contener óxido de carbono no es tóxico; sin embargo, una defectuosa combustión por inadecuada mezcla de aire puede producir humos y monóxido de carbono.
Cuadro 2-1: Composición volumétrica del gas natural.
Componentes Fórmula química Composición (ºlo)
Metano ( CH4) 95,08
Etano ( C2Hs) 2,14
Propano ( C3Hs) 0,29
Butano ( C4H10) 0,16
Anhídrido ( CO2) 0,39
carbónico
Nitrógeno ( N2) 1,94 Fuente: Ministerio de Energía y Minas.
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL
Estado natural
gas
gas
gas licuable
gas licuable
gas
gas
Pág. 10
Dentro de las principales características que presenta el gas natural, tenemos los siguientes:
• Poder calorífico superior (PCS). • Poder calorífico inferior (PCI).
• Peso específico (masa volumétrica). • Densidad relativa.
2.2.1 PODER CALORÍFICO SUPERIOR (PCS)
Pág. 11
El poder calorífico superior de un gas combustible (en
adelante PCS) es la cantidad de calor producido por la
combustión completa de una unidad de masa o volumen de gas
suponiendo que condense el vapor de agua que contienen los
productos de la combustión.
El PCS del gas natural se expresa normalmente en base
a volumen, y varía según su composición. El PCS es un valor
que debe facilitar la Empresa Suministradora y que el técnico
debe conocer de forma previa al inicio del diseño de las
instalaciones receptoras de gas natural.
Para la composición dada, el valor del PCS tiene el siguiente valor
• PCS = 9 638.9 kcal/m3 ( 40,3 MJ/m3 ), (ver apéndice A. 7, "Cálculo del poder calorffico superior" ( PCS ), página 274).
2.2.2 PODER CALORÍFICO INFERIOR (PCI)
El poder calorífico inferior de un gas combustible (en
adelante PCI) es la cantidad de calor producido por la
combustión completa de una unidad de masa o volumen de gas
Pág. 12
de la combustión. Para el gas natural, el PCI representa,
aproximadamente, el 90% del PCS.
Para la composición dada, el valor del PCI tiene el siguiente
valor:
• PCI = 8589.9 kcal/m3 (35,9MJ/m3 ),(ver apéndiceA.B,
"Cálculo del poder calorífico inferior'' ( PCI ), página 275).
2.2.3 PESO ESPECÍFICO (MASA VOLUMÉTRICA)
El peso específico o masa volumétrica del gas natural es
la relación existente entre una masa de dicho gas y el volumen
que ocupa en unas condiciones de referencia de presión y
temperatura dadas (ver apéndice A.2, "Condiciones de referencia",
página 256), normalmente expresándose en kg/m3.
2.2.4 DENSIDAD RELATIVA
La densidad relativa del gas natural es la relación
existente entre su peso específico y el del aire, expresados
ambos en las mismas condiciones de referencia de presión y
temperatura (ver apéndice A.2, "Condiciones de referencia", página 256).
La densidad relativa del gas natural puede oscilar entre
Pág. 13
composición dada anteriormente, su densidad relativa es 0,58
(ver apéndice A.9, "Cálculo de la densidad relativa", página 276).
En todos los casos es inferior a 1, lo que supone que el
gas natural es más ligero que el aire, a diferencia de los gases
licuados de petróleo (GLP), como son el propano y butano
comercial y sus mezclas.
2.2.5 ÍNDICE DE WOBBE
El índice de Wobbe de un gas combustible es el cociente entre PCS y la raíz cuadrada de la densidad relativa,
expresado en unidades de PCS.
W _ P.C.S.
-
id
A igualdad de presión y temperatura de suministro, un gas combustible que tuviera el mismo índice de Wobbe que el gas natural sería intercambiable con él.
La norma UNE 60. 002-90 ó UNE EN 437 clasifica los
2.2.5.1
2.2.5.2
2.2.5.3
Pág. 14
GASES DE LA 1ra FAMILIA
Son aquellos gases combustibles que tienen
un bajo índice de Wobbe (entre 22,4 y 24,8 MJ/m3 ó
entre 5 350 y 5 925 kcal/m3 a condiciones standard
de presión y temperatura), los gases que pertenecen
a esta familia son los gases manufacturados
(fabricados a partir de cracking de naftas o reforming
de gas natural), el aire metanado (mezcla aire - gas
natural) y el aire propanado (mezcla aire - propano comercial) de bajo poder calorífico.
GASES DE LA 2dª FAMILIA
Son aquellos gases combustibles con un
índice de Wobbe de grado medio (entre 39, 1 y 54, 7
MJ/m3 ó entre 9 340 y 13 065 kcal/m3 a condiciones standard de presión y temperatura), los
gases que pertenecen a esta familia son el gas
natural y el aire propanado de alto poder calorífico.
GASES DE LA 3ra FAMILIA
Son aquellos gases combustibles con alto
índice de Wobbe ( entre 72,9 y 87,3 MJ/m3 ó entre
17 400 y 20 850 kcal/m3 a condiciones standard de
Pág. 15
esta familia son los gases licuados de petróleo
(GLP), es decir, el propano y butano comerciales.
Todos los gases de una misma familia tienen un índice
de Wobbe similar, de manera que pueden intercambiarse sin
que sea necesario modificar ni la instalación receptora ni los
aparatos de consumo. En todo caso se precisará un pequeño
ajuste de los mismos.
2.3 PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ
El gas natural se produce en dos áreas geográficas, en el
Noroeste y en la Selva central.
2.3.1 EN EL NOROESTE
En el área de talara se usa el gas natural como combustible en la generación de electricidad (Central Térmica
de EEPSA), en las operaciones de las industrias petroleras de
la zona y también como combustible residencial
(aproximadamente 350 viviendas). Existe la posibilidad de que
2.3.2 EN LA SELVA CENTRAL
Pág. 16
En el área de Pucallpa se usa el gas natural como
combustible para la generación eléctrica (Central Térmica de
Aguaytía Energy) y en las operaciones petroleras. Existe la
posibilidad de que se desarrollen proyectos de distribución de
gas natural en la ciudad de Pucallpa.
2.4 RESERVAS DE GAS NATURAL EN EL PERÚ
Las reservas probadas de gas natural en el Perú son:
Cuadro 2-2: Reservas de gas natural en el Perú.
AREAS TCF
Noroeste 0,262
Aguaytía 0,284
Camisea (lote88) 8,108
Total Perú 8,654
TCF : Trillion of Cubic Feet.
Fuente : Ministerio de Energía y Minas. (Datos a Diciembre del 2000)
2.5 PROYECTO CAMISEA
El proyecto Camisea ha presentado una serie de evoluciones
desde julio de 1981 cuando se suscribió el contrato de Operaciones
Petrolíferas hasta la actualidad en que la empresa T ractebel fue
Pág. 17
llevar adelante el proyecto de distribución por red de duetos del gas
natural de Camisea en Lima y callao.
2.5.1 ANTECEDENTES DEL PROYECTO
Julio-1981 Se suscribió Contrato de Operaciones Petrolíferas
por los Lotes 38 y 42 con la Cia. SHELL.
1,983-1987 Como resultado de la perforación de 5 pozos
exploratorios, la Cia. SHELL descubre los
Yacimientos de Gas de Camisea.
Marzo-1988 Se firma Acuerdo de Bases para la explotación de
Camisea entre SHELL y PETROPERU.
Agosto-1988 Se da por concluida la negociación de un Contrato
con la Cia. SHELL, sin llegarse a un acuerdo.
Marzo-1994 Se firma Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea entre SHELL y
PERUPETRO (ver anexo 1, página 362).
Mayo-1995 La Cia. SHELL entrega Estudio de Factibilidad y
solicita a PERUPETRO (ver anexo 1, página 362) el
inicio de la negociación de un Contrato de
Explotación de los yacimientos de Camisea.
Mayo-1996 Se completó negociación y se suscribió el Contrato de Explotación de los Yacimientos de
Camisea entre el consorcio SHELL / MOBIL Y
Pág. 18
Julio-1998 El consorcio SHELL / MOBIL comunica su
decisión de no continuar con el Segundo Periodo
del Contrato, por consiguiente el Contrato queda
resuelto.
Mayo-1999 La Comisión de Promoción de la Inversión Privada
(COPRI) acuerda llevar adelante un proceso de
promoción para desarrollar el Proyecto Camisea
mediante un esquema segmentado, que
comprende módulos independientes de negocios.
Mayo-1999 El 31 de mayo de 1999, el Comité Especial del
Proyecto Camisea (CECAM) convocó a Concurso
Público Internacional para otorgar el Contrato de
Licencia para la Explotación de Camisea, y las
Concesiones de Transporte de Líquidos y de Gas
desde Camisea hasta la costa y de Distribución de
Gas en Lima y Callao.
Diciembre-2000 Se suscriben los Contratos para el
desarrollo del Proyecto Camisea con los
consorcios adjudicatarios de los Concursos
2.5.2 UBICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
Pég. 19
Los yacimientos de gas están ubicados
aproximadamente a 500 kilómetros al este de Lima, en una
región de selva tropical conocida como Bajo Urubamba, en la
Cuenca Ucayali, dentro del departamento del Cusco, provincia
de la Convención, distrito de Echarate. Para los efectos del
Lote 88 solo se consideran los yacimientos San martín y
Cashiriari.
2.5.3 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS
Los yacimientos de Gas de Camisea están conformados
por dos campos, San Martín y Cashiriari. Estos campos están
ubicados aproximadamente a 500 kilómetros al este de la
ciudad de Lima, en la selva amazónica.
El campo San Martín fue descubierto en 1984 con la
perforación del pozo San Martín 1. El pozo Cashiriari 1
descubrió el campo Cashiriari en el año 1986.
A la fecha se han perforado tres pozos en cada uno de
estos campos, los pozos San Martín 1, 2 y 3 en el campo San
Figura 2-1 : Ubicación de los yacimientos de Camisea : San Martín y Cashiriari.
Pág. 21
Regionalmente, estos campos se encuentran en una faja
subandina plegada con sobreescurrimiento de la cuenca
Ucayali. Los reservorios de la cuenca son secuencias elásticas de la edad Cretácica y Permiana (ver vocabulario, página 353).
Los horizontes productivos de edad Permiana son la
formación Ene ( ver anexo 2, "La formación ene de la región de
Cusco y su importancia en la exploración de yacimientos de
hidrocarburos", página 364), los miembros inferiores y superiores
Noi de la formación Ene, y la formación Nia Kaatsirinkari (Nia
inferior) (ver vocabulario, página 353). Por sobre una discordancia
regional, yacen la formación Nia superior, de edad Cretácica, y
las formaciones del Cretácico superior: Chonta y Vivian. Esta
última es probablemente el reservorio más importante de las
cuencas subandinas del Perú.
Los campos Cashiriari y San Martín son anticlinales con
rumbo este-oeste.
El anticlinal Cashiriari tiene dimensiones de 30 por 5
kilómetros, este anticlinal es delimitado en el norte por la falla
de sobreescurrimiento Cashiriari. Una combinación de relieve
Pág. 22
El anticlinal San Martín tiene dimensiones de 1 O por 4
kilómetros. El cierre en los flancos este, oeste y sur está
basado en el relieve estructural, mientras que el cierre en el
flanco norte está provisto por una falla de sobreescurrimiento.
Los reservorios del área de Camisea son del tipo de
Gas-Condensado Retrógrado (ver vocabulario, página 353),
soportados por impulsión de agua de cuyo acuífero no se
conoce la extensión. Adicionalmente los reservorios presentan
comportamiento de doble porosidad y permeabilidad debido a
la presencia de fracturas naturales.
Durante la explotación de los campos será conveniente
mantener la presión del reservorio a través de operaciones de
reciclaje de gas seco para minimizar la condensación
retrógrada de los líquidos dentro del reservorio y así maximizar
la recuperación final de los líquidos del gas.
2.5.4 RESERVAS DE LOS YACIMIENTOS DE CAMISEA
Las reservas probadas de hidrocarburos en los campos
de Camisea, expresadas en TCF (Trillion of Cubic Feet) para el
Cuadro 2-3: Reservas de los yacimientos de Camisea.
Estructuras
Cashiriari San Martín TOTAL
TCF: Trillion of Cubic Feet. MMBls : Millones de Barriles.
Gas (TCF)
5,4 3,3 8,7
Fuente : Ministerio de Energía y Minas.
Líquidos ( MMBls)
330
215
545
2.5.5 NORMAS LEGALES DEL GAS NATURAL
Pág. 23
Las actividades en el Subsector Hidrocarburos en el
Perú están normados por la ley Nº 26221, Ley Orgánica de
Hidrocarburos y sus Reglamentos. En relación a las actividades
del gas natural existen las siguientes normas legales:
• Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria
del Gas Natural y su Reglamento D.S. Nº 040-99-EM.
• Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Duetos D.S. Nº 041-99-EM.
2.5.6 EMPRESAS QUE ESTAN A CARGO DEL PROYECTO
Pág.24
Los contratistas que están a cargo del proyecto son los
siguientes:
1
EXPLOTACION DE LOS YACIMIENTOS
1
PLUSPETROL
HUNT OIL
36%
36
%
SK
--
TECPETROL
18 %
10 %
D
OPERADOR.Figura 2-2: Empresas que están a cargo de la explotación de los yacimientos.
TRANSPORTE
(Transportadora del Gas del Perú
-
TGP)
TECGAS
-
-
PLUSPETROL
30%
19,2%
GRAÑA Y MONTERO
-
HUNT OIL
12 % 19,2
%
SKCORP
--
SONATRACH
9,6
%
10%
D
OPERADOR.DISTRIBUCIÓN
(Gas Natural de Lima y Callao
-
GNLC)
TRACTEBEL
--
PUNTA HUACA LIMA
99%
1%
D
OPERADOR.Figura 2-4: Empresas que están a cargo de la distribución del Gas Natural.
Fuente : Ministerio de Energía y Minas.
2.5.7 ESQUEMA DEL PROYECTO
Pág.25
El proyecto consiste en extraer el gas natural de los
yacimientos San Martín y Cashiriari para ser procesados en
una Planta de Separación ubicada en Malvinas (orillas del río
Urubamba). En esta planta se separarán los líquidos de gas
natural y se eliminará el agua y las impurezas. El gas natural se
acondicionará y se transportará por un gasoducto hasta la
costa, mientras que el gas excedente será reinyectado a los
reservorios productivos.
Mediante el proceso separación se obtiene:
• Gas natural seco: (metano y etano) que se transporta por
Pág.26
• Líquidos de gas natural: (propano, butano, pentano y mas
pesados) que se transporta por poliductos hasta una planta
de fraccionamiento.
• Otros componentes : Agua, azufre y otras impurezas que no
tienen valor comercial.
Por otro lado, los líquidos del gas, obtenidos en la Planta
de Separación serán conducidos mediante un dueto de
Líquidos hasta una Planta de Fraccionamiento ubicada en
Pisco, donde se obtendrán productos de calidad comercial
(GLP, Gasolina natural) para despacharlos al mercado a través
de buques y/o camiones cisterna.
Finalmente en Lima y Callao se instalará una red de
duetos para distribución del gas natural, la que en primera
instancia se orientará principalmente al suministro de gas a la
industria y a las plantas de generación de electricidad y más
adelante se ampliará esta red para suministro residencial,
comercial y transporte.
De acuerdo al Plan de Desarrollo se estima que la
producción se iniciaría en el año 2004 con un total de 6 pozos
operativos en los yacimientos, de los cuales 4 serán pozos
GAS
NATURA L
,�
-� \.. �
-
GAS SECO
Planta de
.
Separación
·I
GLP
1
ubicada en
;'"'
Malvinas
-�
Planta de
LGN
-
Fraccionamiento
ubicada en
Pisco.
-"'
Figura 2-5 : Procesamiento del Gas natural en donde se indica la Planta de Separación
y la Planta de Fraccionamiento.
GASOLINA
NATURAL
1J Q),
2.5.8 LONGITUD DE LOS DUCTOS
Pág. 28
Para transportar los hidrocarburos de Camisea hasta la
costa central deberán construirse dos duetos, los cuales
deberán atravesar zonas de selva, luego los andes superando
alturas de más de 4 500 metros para finalmente descender por
los terrenos desérticos de la costa, estos duetos son:
• Un gasoducto de aproximadamente 700 km. de longitud,
desde los yacimientos hasta el "City Gate" en Lurín - Lima.
• Un poliducto para los LGN (líquidos de gas natural) de
aproximadamente 550 km. de longitud, desde los
yacimientos hasta la planta de fraccionamiento y terminal de
Lima y
Callao
'
City Gate
Gasoducto para transportar Gas Seco
�
Camisea
Cusca
�
Q
LURIN - LIMA
LGN para '- Poliductos para transportar Líquidos
de Gas Natural
consumo interno
LGN para
exportación
PISCO
( LGN)
-- Dueto de Gas .._ Dueto de Líquidos
Figura 2
-
6
:
Esquema del Proyecto en donde se muestra
El Gasoducto para transportar el Gas Seco Y el Poliducto
para transportar los Líquidos del Gas Natural.
1J Q),
2.5.9 EMPRESAS QUE CONSUMIRÁN GAS NATURAL
Pág. 30
En el cuadro 2-4 se muestran las empresas que
consumirán inicialmente el Gas Natural y que firmaron el
contrato Take or Pay con el productor (ver anexo 3, Contrato
Pague lo Contratado ó "Take or Pay", página 366).
Cuadro 2-4: Consumidores iniciales
Capacidad diaria Empresa contractual total ( (en miles de metros * )
cúbicos por día)
Electroperú 1 982,00
Alicorp S.A. 56,45
Sudamericana de Fibras S.A. 79,00
Cerámica Lima S.A. 100,00
Vídrios Industriales S.A. 58,20
Corporación Cerámica S.A. 31,00 Cerámica San Lorenzo S.A.C. 36,80
(*) Capacidad contratada total en contratos de suministro de Gas con el Productor. (**) A ser determinado posteriormente.
Fuente : Ministerio de Energía y Minas.
Número de Plantas
( * * ) 2
1
2
2.5.10 INVERSIÓN EN EL PROYECTO CAMISEA
La inversión proyectada es la siguiente:
Cuadro 2-5: lnvetSiones Proyectadas (US$ Millones)
Etapas Inicial ( * ) Adicional
Explotación 600 400
Transporte 900 500
Distribución 100 100
Total 1 600 1 000
(*) Hasta la fecha de puesta en operación comercial Fuente: Ministerio de Energía y Minas.
2.5.11 COSTO DEL GAS NATURAL
Total 1 000
1 400
200
2 600
Cuadro 2-6: Precio máximo del gas de Camisea (Inicio de extracción comercial)
Pág. 31
Generación Otros usuarios
Electricidad
Precio
(US$ / MMBTU)
Boca de pozo* 1,00
Servicio de transporte ** 0,876
Servicio de distribución ** 0,144
Total 2,020
MMBTU: Millones de BTU (unidad térmica de energía) (*) Precios máximos según Contrato de Licencia
(**) Estimados CTE, depende del desarrollo del mercado.
Fuente : Ministerio de Energía y Minas.
(US$ / MMBTU) 1,80
Pág. 32
2.5.12AVANCES DEL PROYECTO
El proyecto de explotación del gas de Camisea a presentado los siguientes avances:
2.5.12.1 CONTRATO DE LICENCIA PARA LA EXPLOTACIÓN DEL GAS DE CAMISEA
Teniendo en cuenta la infraestructura e instalaciones que requerirá el proyecto inicial de Explotación, el Contratista (Consorcio liderado por PLUSPETROL) ha establecido dos áreas geográficas bien diferenciadas para la ejecución de las obras. El área del Upstream que abarca todas las obras a realizar en la zona de Camisea y el área del Downstream que abarca las obras a realizar en la zona de Pisco.
Las principales obras en el área del Upstream son: • Perforación de Pozos.
• Sistema de Recolección y Transporte de Gas
Natural (Flow Unes).
• Planta de Separación de Líquidos del Gas
Natural.
• Planta de Compresión de Gas para reinyección
Pég. 33
Las principales obras en el área del Downstream son:
• Planta de Fraccionamiento de Líquidos del Gas
Natural.
• Planta de T opping de Condensados.
• Sistema de Almacenamiento y Embarque de
Productos.
Dentro del área del Upstream, el Contratista
ha incluido un proyecto de adquisición de sísmica
para mejorar el conocimiento de los yacimientos de
gas. Esta actividad no es una obligación contractual
por parte del Contratista.
El inicio de las obras del Proyecto, tanto en la
zona de Camisea (Upstream) como en la zona de
Pisco (Downstream), está supeditada a la aprobación
del correspondiente Estudio de Impacto Ambiental
(EIA), de acuerdo a la normatividad vigente.
En el caso del EIA para las obras en Camisea,
este fue aprobado el 17 de Diciembre de 2001, lo
que ha permitido que a partir de esa fecha se inicie la
Pág. 34
Las obras en la zona de Pisco se iniciarán
luego de la aprobación del EIA correspondiente, el
cual a Abril 2002 se encontraba en proceso de
preparación.
2.5.12.2 PLAN DE EJECUCIÓN DE OBRAS
El Contratista está desarrollando un Plan de
Ejecución de obras con "contratación segmentada y
supervisión centralizada". La modalidad adoptada
responde a la necesidad de acelerar la ejecución de
las obras del proyecto para asegurar el cumplimiento
de los plazos comprometidos. Así, de esta forma se
optimiza el avance del proyecto con el manejo
específico y coordinado de estudios, aprobaciones y
adquisiciones críticas, adecuándose también con las
situaciones climatológicas, facilidades logísticas y
posibilidades de financiamiento.
La organización, administración y supervisión
de la ejecución de las obras del Proyecto está siendo
llevada a cabo por el propio Contratista con el apoyo
de una empresa supervisora (Paragon Engineering
Pág. 35
Para la ejecución propiamente dicha de las
obras se ha segmentado esta en diferentes.
contratos, tanto de estudios y diseño como de
fabricación de equipos principales, adquisición de
equipos críticos, construcción civil, instalación y
montaje, etc.
2.5.12.3 ACTIVIDADES Y AVANCES DEL PROYECTO DE
EXPLOTACIÓN
Perforación de Pozos
La empresa Parker Drilling Co. ha sido
encargada de la perforación de los pozos del
proyecto inicial. En Abril de 2002 se completaron los
trabajos de acondicionamiento de la Plataforma de
perforación San Martín 1 y el equipo de perforación
Parker 228 se encuentra en su totalidad en Malvinas,
listo para ser movilizado hasta la mencionada
Pég. 36
Construcción de la Planta de Separación y Facilidades en Malvinas
En Marzo del 2002 se completaron las obras
del Contrato C-2 que estuvieron a cargo de la
empresa Graña y Montero y que comprendieron la
construcción de tanques de almacenamiento de
combustibles, tanque de agua, dos muelles fluviales,
almacenes, depósitos y vías de acceso.
La empresa Graña y Montero se encuentra
realizando desde Marzo del 2002 las obras
correspondientes al Contrato C-1 que consisten en
las obras civiles y fundaciones para la instalación de
las plantas de separación y compresión, así como la
construcción de una pista de aterrizaje, talleres
mecánicos y campamento principal.
Por otro lado, en el extranjero se vienen
realizando, a través de diferentes compañías de
ingeniería y suministro, los trabajos de fabricación de las instalaciones y equipos críticos correspondientes
a la Planta de Separación y Facilidades. Los trabajos
de montaje y balance de planta han sido encargados
Pág. 37
los trabajos de ingeniería y adquisición
correspondientes.
Construc ción de las tuberías de Flujo (Flow Lines)
Estos trabajos, que consisten en la instalación
de los duetos para la recolección del gas de los
pozos y para la reinyección del gas seco, han sido
encargados a la compañías Sade y JJC Contratistas
Generales. En Marzo· del 2002 se han iniciado los
trabajos de construcción de campamentos y de
apertura de vía.
Actividades de Logística y Transporte para las obras en el
Upstream
Durante la presente ventana fluvial, época de
lluvias entre Diciembre del 2001 y Abril del 2002, se
ha realizado una intensa operación de transporte
fluvial entre lquitos, Pucallpa y Malvinas para
transportar los equipos, materiales y suministros
requeridos para las obras, estimándose que al final de la presente ventana fluvial se habrán transportado
Pág. 38
Construcción de la Planta de Fraccionamiento y
Facilidades en Pisco
Se encuentra en preparación el Estudio de
Impacto Ambiental para la ejecución de esta Planta y
Facilidades. A Abril del 2002 se encontraban en
proceso de licitación los principales trabajos que
comprende esta parte del proyecto.
Contratos de concesión para el transporte y la distribución
del gas de Camisea
El Proyecto de Transporte y Distribución
contempla la construcción de un Sistema de
Transporte por Duetos para el Gas Natural y para los
Líquidos del Gas Natural desde los campos de
Camisea (Selva Sur - Cusco) hasta la costa central
del país, el cual tiene dos componentes mayores:
• Un dueto para Gas Natural de aproximadamente
700 km. de longitud, que va desde la Planta de
Gas de Malvinas (Camisea) hasta la puerta de
entrada (City Gate) en Lurín - Lima.
• Un dueto para los Líquidos del Gas Natural de
Pág. 39
desde la Planta de Gas de Malvinas (Camisea)
hasta la Planta de Fraccionamiento y Terminal
de Pisco.
El Concesionario (Consorcio
TGP-Transportadora de Gas del Perú) ha desarrollado una
estrategia de construcción de las instalaciones de
acuerdo a las dificultades geográficas, la
disponibilidad de acceso y el suministro de
materiales, dividiendo la construcción de los duetos
en tres grandes áreas de trabajo: Tramo de Selva,
Tramo de Sierra y Tramo de Costa.
2.5.12.4 ACTIVIDADES Y AVANCES DEL PROYECTO DE
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
A Marzo del 2002 se han completado l'as
actividades de Pre-Construcción que comprenden la
obtención de permisos, levantamientos topográficos y
definición de la ruta de los duetos, así como la
obtención de las servidumbres en el derecho de vía.
También se ha obtenido la aprobación del Estudio de
Impacto Ambiental de los Sistemas de Transporte de
Pág. 40
Camisea, con lo que el Concesionario se encuentra
expedito para iniciar las obras del proyecto.
En cuanto al desarrollo de las obras del
proyecto, el Concesionario se encuentra realizando
actividades de transporte de tuberías, equipos y
materiales necesarios para la construcción de los
duetos. Estas actividades se están realizando tanto
por vía marítima como por vía fluvial y terrestre,
tratando que la carga se almacene en los puntos de
acopio previamente seleccionados.
En el mes de Marzo del 2002 se han iniciado
los trabajos de construcción de campamentos en la
zona de selva, así como las labores de desbosque y
apertura de vía entre Malvinas y Rumichaca.
El Proyecto de Transporte y Distribución
también contempla la construcción del Sistema de
Distribución de Gas Natural en Lima y Callao, que
estará a cargo de una empresa Concesionaria que
Pág. 41
El mencionado Sistema de Distribución
comprende una red de tuberías para transporte del
gas desde el City Gate ubicado en Lurín hasta la
Estación Terminal ubicada en Ventanilla. El dueto
principal de este sistema atravesará la ciudad de
Lima y tendrá una longitud aproximada de 62 km. y
los ramales secundarios tendrán una longitud inicial
de 25 km.
El Estudio de Impacto Ambiental de la
Distribución de Gas Natural por Red de Duetos en
Lima y Callao fue presentado en Febrero del 2002 y
CAPÍTULO 3
DISEÑO DE LA INSTALACIÓN DOMICILIARIA
CON GAS NATURAL
3.1 FUNDAMENTO
El presente Diseño de la Instalación Domiciliaria está basado en el reglamento del Ministerio de Industria y Energía Español:
"Reglamento de Instalaciones de Gas en Locales Destinados a usos Domésticos, Colectivos
o
Comerciales" (ver anexo 5, "Reglamento deinstalaciones de gas en locales destinados a usos domésticos, colectivos o comerciales", página 373), (Real Decreto 1853/1993, de 22 de Octubre, por el que se aprueba dicho reglamento, ver anexo 4, "Real Decreto 1853/1993, de 22 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de
instalaciones de gas en locales destinados a usos domésticos, colectivos o
Pág. 43
Cabe indicar además que, el "Reglamento de Instalaciones de
Gas en Locales Destinados a usos Domésticos, Colectivos o Comerciales", en su Artículo 4to "Normas", toma como referencia el
uso de las Normas UNE (ver anexo 5, página 373), en donde dice: "Los
materiales y métodos que se emplearán para construir las
instalaciones receptoras y/o su conexión a los aparatos a gas deberán cumplir con las normas UNE en vigor que les sean de aplicación. No
obstante, se aceptarán las normas admitidas en los demás Estados miembros de la CEE, siempre que garanticen niveles de seguridad equivalentes a los exigidos en las correspondientes normas UNE".
En el presente Diseño de Instalaciones Domiciliarias, se
definen los esquemas tipo de la instalación que mejor se adapta a las
características de distribución utilizando elementos de regulación y
seguridad adecuados, así como las prescripciones y criterios de
diseño, de cálculo y de construcción de las mismas, los materiales,
elementos y accesorios que se utilizan y las condiciones de ubicación
y conexión de los aparatos a gas.
3.2 DETALLES DE LA VIVIENDA
a) PRIMERA PLANTA
Sala
Cocina
Comedor
Jardín
Tienda
Lavadero
b) SEGUNDA PLANTA
Cinco dormitorios
Escritorio
Baño
3.3 PLANOS DE LA VIVIENDA
-
Baño-
Garaje-
Patio de servicio-
HallEscritorio
- Hall
- Cuarto de costura
- Escalera
Para nuestro diseño haremos uso de los siguientes planos : • Plano Nº 1 (P-1 ): Vivienda.
Pág.44
• Plano Nº 2 (P-2): Vista isométrica del sistema de tuberías para gas natural.
• Plano Nº 3 (P-3): Dimensiones del sistema de tuberías para gas natural.
3.4 DISEÑO DE LA ACOMETIDA
Pág.45
La acometida es la parte de la de canalización de gas
comprendida entre la red de distribución y la válvula de acometida,
incluida ésta.
La acometida no forma parte de la instalación receptora. Su
construcción y mantenimiento es responsabilidad de la Empresa
Suministradora.
3.4.1 UBICACIÓN DE LA TUBERIA
De acuerdo al "Reglamento de Instalaciones de Gas en
Locales Destinados a usos Domésticos, Colectivos o
Comerciales", en la Instrucción Técnica Complementaria
(I.T.C.) MI-IRG-06 "Diseño y Construcción", en el inciso: 06.2
"Modalidades de ubicación de tuberías" (ver anexo 7, página
389), podemos plantear lo siguiente:
Las tuberías deberán estar ubicadas generalmente de la
siguiente manera:
• Vistas (inmovilizadas con elementos de sujeción).
• Alojadas en vainas o conductos ventilados.
• Enterradas (no se permite por suelos de viviendas o
locales).
3.4.2 TUBERÍA EMPOTRADA
Pág.46
De acuerdo a la Instrucción Técnica Complementaria
(I.T.C.) MI-IRG-06 "Diseño
y
Construcción", en el inciso 06.3"Prescripciones específicas de diseño
y
construcción detuberías" (ver anexo 7, página 389), podemos plantear lo
siguiente:
Con el fin de facilitar la accesibilidad a los posibles
armarios destinados a contener los reguladores y/o contadores,
cajetines de válvulas, etc., empotrados en los muros de
fachada, límite de propiedad o prevestíbulo, se permitirá el
empotramiento del tubo de alimentación a MPB, MPA o BP en
una longitud máxima de 2,50 m, siempre que el material sea
polietileno con una vaina para facilitar su introducción, acero o
cobre, en función de dar continuidad al material utilizado en la
acometida y que dicho empotramiento se lleve a cabo por la
parte exterior del muro. Cuando los armarios estén situados en
cualquier otra zona permitida para su ubicación, por ejemplo
azoteas, se admitirá el empotramiento de 0,40 m de tubería de
alimentación, pero en este caso sólo se admitirá el cobre o el
Pág. 47
3.4.3 TUBERÍA ENTERRADA
En la Instrucción Técnica Complementaria (I.T.C.) MI
IRG 02. "Materiales de los elementos constitutivos de la
instalación receptora", en el inciso 02. 1.4 "Materiales para
tramos enterrados" (ver anexo 7, página 389), dice:
En los tramos de las instalaciones receptoras que
discurran enterrados en el exterior de los edificios se podrá
utilizar como material el acero; el cobre, el polietileno y la
fundición dúctil siempre que los tubos y accesorios cumplan las
características especificadas en el Reglamento de redes y
acometidas de combustibles gaseosos en función de la presión
máxima de servicio de la instalación de que se trate.
Se podrá utilizar como material de la tubería el acero o el
cobre en todos los casos, y el polietileno según características
de la norma UNE 53.333 o equivalente, (ver apéndice A 19, página
294) en los siguientes casos:
Pág.48
• Para facilitar su instalación cuando la tubería discurra
enterrada por zonas al aire libre como prevestíbulos o
soportales, o cuando la tubería discurra a través de una
vaina empotrada por el interior de paredes exteriores. En
estos casos no será necesario que disponga de ventilación
en los extremos.
De acuerdo al criterio del Grupo Gas Natural, las
acometidas interiores enterradas se deben construir de
polietileno.
Asimismo, los tramos enterrados desde la válvula de
acometida, o desde la válvula de edificio hasta el edificio de la
instalación común o hasta el muro límite donde se sitúe el
contador de la instalación individual, también es criterio del
Grupo Gas Natural que se construyan en polietileno, utilizando
las mismas técnicas de canalización que para las acometidas
interiores enterradas, recomendadas por la Empresa
Pág. 49
Mínimo:0,5 m
Tubería de gas
Distancia inferior
a la mínima
Figura 3-1: Tubería de gas natural enterrada con una profundidad mínima de 0.5 m.
Protección
Tubería de gas
Tubería de gas 0,30 m Mínimo:
(cruce)
Otro servicio
Mínimo: 0,30 m (curso paralelo)
Figura 3-3: Distancia de separación de la tubería de gas con tuberías de
otros servicios.
Malla señalizadora de la presencia de la
tubería
Figura 3-4: Las tuberías de gas natural
enterradas, siempre deben mostrar la malla
señalizadora que indique su presencia
3.4.4 TUBERÍAS PARA GAS A MEDIA PRESIÓN B (MPB)
Pág. 51
De acuerdo a la Instrucción Técnica Complementaria
(1.T.C.) MI-IRG-06 "Diseño
y
Construcción", en el inciso 06.3.1"Tuberías para gas a media presión B (MPB)" (ver anexo 7,
página 389), podemos plantear lo siguiente:
Para las tuberías que forman parte de una instalación
receptora conectada a una red de distribución de MPB (presión
máxima de servicio 4 bar), su recorrido discurrirá
preferentemente por el exterior de las edificaciones, por zonas
al aire libre, a través de una vaina empotrada por el interior de
paredes exteriores o por los patios de ventilación. Cuando ello
no se cumpla se alojará en vaina de acero, cuyos extremos
abiertos comunicarán con el exterior. Si esto no fuera posible,
bastará con comunicar con el exterior uno sólo de estos
extremos manteniendo el otro sellado mediante soldadura a la
tubería de gas. Cuando la empresa instaladora se vea obligada
a utilizar un recorrido interior para la tubería a MPB,
previamente, deberá justificar la solución adoptada a la
empresa suministradora.
Unicamente se podrá instalar en el interior de las
viviendas o de los locales en el caso de que en los mismos
Pág. 52
longitud la mínima posible. En este caso se podrá prescindir de
la vaina.
Co �unto de
regulación
Patio de ventilación
Local no destinado
a sala de calderas
o r-ecinto do de se
ubica lo_
contadores
Sala de calderns o recin o donde
se ubican los co tadores
Figura 3-6: Si el local es una sala de calderas o un recinto destinado a la ubicación de contadores y
debe ubicarse en él el conjunto de regulación, éste estará situado en el punto más cercano de
penetración de la tubería en el local, no siendo en
este caso necesario que la tubería de entrada esté contenida en una vaina.
Pág. 54
El siguiente gráfico muestra el diseño tipo para la tubería de
alimentación en media presión B (MPB)
Elemento constructivo no estructural ó sometido a carga
o tensión---'
Longitud de empotramiento
de tubo de polietileno
con vaina < 2,5 m. -� Vaina-+--+
'
-iTubo de polietileno-+----+--,
--/-, ---,-_ -,-,_,..-/-_, -
-,-,
-
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'
Figura 3-7: Características de la tubería de
alimentación a media presión B (MPB), en donde
Pág. 55
3.4.5 VÁLVULA DE ACOMETIDA
Es la válvula que, perteneciendo a la red de distribución,
da inicio a la instalación receptora siendo obligatoria en todos
los casos.
Su emplazamiento y accesibilidad lo decidirá la Empresa
Suministradora de acuerdo con la propiedad, situándola
enterrada próxima al límite de propiedad o en el interior de un
armario de regulación en el mismo muro límite de la propiedad.
3.5 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN RECEPTORA
La Instalación receptora de gas es el conjunto de
conducciones, elementos y accesorios comprendidos entre la válvula
de acometida, excluida ésta, y las válvulas de conexión de aparato,
incluidas éstas.
Por lo tanto, quedan excluidos de la instalación receptora,
además de los aparatos a gas, los tramos de conexión comprendidos
entre las válvulas de conexión de aparato y los aparatos a gas.
Una instalación receptora puede suministrar a varios edificios
